第一篇：5.注水及采出水处理
注水及采出水处理工程
注水及采出水处理工程复习要点
5.1 注水压力是指注水系统中何部位的压力？ 《油田注水设计规范》 P2 2.0.3 答：为保持油层压力，而将水注入油层所需的注水井口的压力。5.2 注水站的建设规模应适应多少年的需要? 《油田注水设计规范》 P4 3.0.1 答：油田注水工程设计规模，应根据已批准的“油田开发方案”和总体规划的要求进行设计。可一次或分期进行建设。注水站的建设规模应适应5~10年的需要。新开发区的注水管径宜按适应10～15年时的注水量选用。5.3 新开发区的注水管径按适应多少年时的注水量选用？ 《油田注水设计规范》 P4 3.0.1 答：新开发区的注水管径宜按适应10～15年时的注水量选用。
5.4注水站管辖井不足100口者，可按每天洗多少口井的洗井水量计算？ 《油田注水设计规范》 P4 3.0.3 P27 表A 答：可按每天洗一口井的水量计算。
5.5 在本油田未制定注水水质标准前，可参见何种指标执行? 《油田注水设计规范》 P4 3.0.5 答：注水水质应符合本油田制定的水质标准。在本油田未制定注水水质标准前，可参照本规范附录A执行。可参见《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》SY/T5329-94执行。
5.6 在推荐水质主要控制指标中，平均腐蚀率应控制在什么范围内（mm/a）？
《油田注水设计规范》 P27 附录A 答：在碎屑岩油藏注水水质主要控制指标中平均腐蚀率为 <0.076（mm/a）5.7 注水站宜设在何地区？ 《油田注水设计规范》 P7 4.1.1 答：1.注水站管辖范围应符合油田总体规划要求，并于生产辖区相结合，通过技术经济对比确定。
2.注水站宜设在负荷中心和注水压力较高或有特定要求的地区。
3.注水站站址宜选择在交通、供电、供水、通讯方便及地势较高易于排水、工程地质条件较好的场地，并应考虑拆迁、施工、安全、生产管理，以及扩建的可能性等因素，综合进行技术经济比较选定。
注水及采出水处理工程 4.站址及施工场地应尽量不占或少占耕地、林地，注重保护生态环境。5.注水站宜与变电站、供水站、油田采出水处理站、污水处理站、脱氧站、原油脱水站等联合建设。
6.注水站设计应考虑防洪排涝，防洪排涝标准应根据本油田有关规定确定。5.8 注水站平面布置应紧凑合理、节约用地，其土地利用率系数应控制在百分之几？ 《油田注水设计规范》
P7 4.1.2 答：注水站平面布置应紧凑合理，节约用地，土地利用系数应不小于65％；根据总体规划或业主的要求，可留扩建余地或在泵房内预留扩建泵机组的位置。5.9 注水站的供电负荷等级应如何确定？
《油田注水设计规范》 P8 4.1.7 见条文说明 P41 4.1.7 答：注水站宜按二级负荷供电设计（双回路），对于小油田或边远地方可按三级负荷供电设计。
按照见条文说明 P41 4.1.7 注水站宜按二级供电负荷设置的理由是：
1.油田注水是实现油田稳产高产的有效措施之一，注水井停注会影响配注方案的完成，直接影响原油产量。
2.一般多油层的注水井，安装有多级封隔器的使用年限与注水井的停注次数有密切关系。
3.注水站停产，注水管道的水质可能变坏，需要进行洗井直至水质合格为止，才能恢复正常注水。而每洗一口井用水量约需100～1000m3。因此，注水站停产一次，可能造成较大的损失。
4.部分注水井停产后，井内砂面上升，需洗井恢复生产。
综合上述情况，油田注水站用电大多数情况属二级负荷。对低产或滚动开发的油田采用二级负荷供电成本往往过高，因而可采用三级负荷供电。5.10 注水站储水罐应设几座？有效容量为多少小时的用水量？ 《油田注水设计规范》
P8 4.2.1 答：注水站宜设两座储水罐，有效容量为4～6h的用水量。水量不能保证供给时，容量可适当增加。当与供水站、油田采出水处理站、污水处理站、脱氧站联合设站或采用简化流程时，注水站可不设或少设储水罐。
注水及采出水处理工程 5.11 当清水、净化污水进同一储水罐或两罐相连通时，清水进罐口应如何处理？ 《油田注水设计规范》 P9 4.2.4 答：当清水、净化污水进同一储水罐，或两罐相连通时，清水进罐口应高于溢流液位。
5.12 在采用天然气密闭隔氧时，储水罐内天然气的工作压力范围宜是多少？ 《油田注水设计规范》 P9 4.2.8－5
答： 密闭隔氧的储水罐，可采用柴油、胶袋、氮气或天然气隔氧措施。采用天然气隔氧的储水罐，应符合:在储水罐内天然气的工作压力范围宜为588.6～1471.5pa(60~150mmH2O)。（低于588.6时补气，高于1471.5时出气）
5.13 在同一注水站注水泵泵型不宜超过几种？《油田注水设计规范》P10 4.3.1 答：注水泵房可设置不同规格注水泵，但同一注水站注水泵型不宜超过三种。5.14 采用离心泵的泵站，同一型号装机台数不宜超过几台？ 《油田注水设计规范》 P10 4.3.3 答：采用离心泵的泵站，同一型号装机台数不宜超过四台。5.15 从注水站到管网最远处端点井的压力降一般不宜大于多少？
《油田注水设计规范》 P14 5.0.1（1.注水管道径应适应10～15年时的注水量。2.满足从注水站到管网。）答：注水管道直径的确定，应符合下列规定： 1.流量应按本标准
注水及采出水处理工程 5.19 注水井口设计应满足哪些要求？ 《油田注水设计规范》 P18 7.0.1 答：注水井口设计应满足正注、反注、合注、正洗、反洗、测试、取样、扫线、井下作业等要求。
5.20 水站中药剂投加宜采用何种投加方式？ 《油田注水设计规范》 P12 4.4.2 答：药剂采用湿投。药剂的溶解，可采用机械或其他搅拌方式。5.21 《油田采出水处理设计规范》适用于何种工程设计？
《油田采出水处理设计规范》 P1 1.0.2 答：本规范适用于陆上油田新建、扩建和改建采出水处理工程设计。5.22 采出水处理工程与原油脱水工程的设计、建设应体现什么原则？P1 《油田采出水处理设计规范》 P1 1.0.4（同时设计 同时建设）答：采出水处理工程必须与原油脱水工程同时设计，同时建设。当脱水工程产生采出水时，采出水处理工程应投入运行。
5.23 采出水处理工程建设规模的适应期一般为多少年？
《油田采出水处理设计规范》 P4 3.0.1 答：采出水处理工程的建设规模应以油田开发方案和地面建设总体规划设计为依据，与原油脱水工程相适应，并应结合洗井水回收等情况分析确定。可一次或分期建设。工程建设规模的适应期一般应为5～10年。
5.24 采出水处理站宜与哪些站联合建设组成集中的联合处理站？ 《油田采出水处理设计规范》 P5 4.2.1 答：采出水处理站宜与原油脱水站、注水站等联合建设，组成集中的联合处理站。5.25 输水泵同类运行多少台时备用1台？
《油田采出水处理设计规范》 P7 4.3.1（3）答：输水泵一般采用离心泵。选择输水泵应符合下列条件：
1.所选泵的效率应不低与现行国家标准《离心泵效率》GB/T 13007规定的数值。
2.应充分考虑采出水的温度、结垢、腐蚀等特点，其流量、扬程可留有适当的富余量。
3.泵型及台数应适应采出水量不断变化的特点；同类运行泵的数量为1～4台时，备用一台。
注水及采出水处理工程 5.26 污水回收泵运行时间可以按每日运行多少小时设计？ 《油田采出水处理设计规范》 P7 4.3.3 答: 回收水泵运行时间可按每日运行8～16h设计，回收水泵应设备用泵。5.27 除油构筑物宜采用哪些选型？ 《油田采出水处理设计规范》 P9 5.1.1 答：除油构筑物宜采用普通立式除油罐、立式斜板（管）除油罐，粗粒化罐及压力除油罐。除油构筑物及设备的选型，应根据处理工艺、采出水性质、处理后水质等条件，通过技术经济比较确定。
5.28 除油设备宜采用哪些选型？《油田采出水处理设计规范》 P9 5.1.1 答：除油设备宜采用水力漩流器及诱导气浮机等。除油构筑物及设备的选型，应根据处理工艺、采出水性质、处理后水质等条件，通过技术经济比较确定。5.29 进入除油罐含油污水的含油量不得大于多少mg/l? 《除油罐设计规范》 P3 3.0.2 答：进入除油罐含油污水的含油量不得大于1000mg/L。粒径大于76μm的沙粒含量不得大于100mg/L。否则必须在进入除油罐前增设除砂装置。5.30 经除油罐后，出罐污水含油量不应大于多少mg/L？ 《除油罐设计规范》 P3 3.0.2 答：经除油处理后，污水中含油量不应大于50mg/L，悬浮固体含量不宜大于20mg/L。
5.31 当污水总矿化度大于5000mg/l时。立式除油罐以采用何种密闭介质？ 《除油罐设计规范》 P3 3.0.5 答：立式除油罐应采取密封隔氧措施。当污水总矿化度大于5000mg/l时，密封介质宜采用天然气或氮气；当污水总矿化度小于或等于5000mg/l时，必要时可加脱氧剂，使净化水中含氧量符合油田企业标准或有关注水水质的行业标准。5.32 自然沉降分离液面负荷宜取何值？有效停留时间宜为多少？ 《除油罐设计规范》 P9 7.1.1
答：自然沉降分离液面负荷宜为1.8～3.0m3/m2*h,有效停留时间宜为3.5～2.5h.自然沉降斜管（板）分离液面负荷宜为4～6m3/m2*h,有效停留时间宜为2.0～1.3h.5.33 混凝斜管（板）分离液面负荷宜取何值？停留时间宜为多少小时？
注水及采出水处理工程 《除油罐设计规范》 P9 7.2.5 答：混凝斜管（板）分离液面负荷宜为6～10 m3/m2*h，停留时间宜为1.2～0.8h。5.34 当水中分散油的密度大于何值时宜优先采用诱导气浮机？ 《油田采出水处理设计规范》 P9 5.1.3（1）
答：水中分散油密度大于0.9g/cm3时宜优先采用诱导气浮机。5.35 采出水处理用过滤器一般应采用何种过滤器？ 《油田采出水处理设计规范》 P10 5.2.1 答：采出水处理用过滤器一般应采用压力式过滤器，若条件允许也可采用重力式过滤器。
5.36 压力式过滤器滤速、过滤周期、反冲洗时间、反冲洗强度宜取何值？ 《油田采出水处理设计规范》 P10 5.2.6 答 滤速：8～16m/h;过滤周期：12～24h；反冲洗时间：5～10min；反冲洗强度：15～20L/(s.m2)。
5.37 滤前、滤后水缓冲罐有效容积宜按多少分钟输水量确定？ 《油田采出水处理设计规范》 P11 5.3.4 答：滤前、滤后水缓冲罐有效容积宜按30min的输水量确定，缓冲罐宜设为两座。5.38 当处理站设计规模小于等于1.0×104m3/d时，污油罐储存时间按多少天设计？ 《油田采出水处理设计规范》 P13 6.0.1 答：当Q>1.0×104m3/d时，为2~3天，当Q≤1.0×104m3/d时。为3～5天。5.39 采出水在何种条件时应采用密闭隔氧处理工艺？
《油田采出水处理设计规范》 P14 7.0.1 答：若采出水矿化度高，对设备、容器及管道腐蚀严重时，应采用密闭隔氧处理工艺。
5.40 药库的固定储备量可根据药剂的供应和运输条件确定，宜按多少天用量计算？ 《油田采出水处理设计规范》 P17 8.0.9 答：药库的固定储备量，可根据药剂的供应和运输条件确定，宜按15～20d的用量计算。
5.41 低产油田采出水处理设备应采用何种装置？
《油田采出水处理设计规范》 P18 9.1.4
注水及采出水处理工程 答：处理设备应采用高效多功能的组合装置。实行滚动开发的油田，开发初期可采用小型、简单的临时性橇装设备。
5.42 当净化水水质要求严格时，可采用那些过滤措施？
《油田采出水处理设计规范》 P10 5.2.3 答：当净化水水质要求严格时，可采取多级过滤、降低滤速、减小滤料粒径和精细过滤等措施。
5.43 当采用水力漩流器时，油水密度差应该大于多少？P6 5.1.7 答：油水密度差应大于0.05g/cm3;
5.44 密闭除油罐与大气相通的管道应设水封设施，水封高度不得小于何值 《油田采出水处理设计规范》 P14 7.0.5（设计中水封高度常采用不小于250mm）
答：水（油）封高度应大于罐内天然气排出压力。
5.45 主要处理构筑物及工艺管道应按处理站设计计算水量QS进行计算，并按何种情况进行校核？ 《油田采出水处理设计规范》 P5 4.1.3（2%～5%）答：主要处理构筑物及工艺管道应按Qs进行计算，并应按其中一个（或一组）停产时继续运行的处理构筑物应通过的水量进行校核。
第二篇：胜利油田采出水处理技术[模版]
胜利油田采出水处理技术
一、采出水处理现状
多年来，胜利油田在采出水资源化方面作了大量工作，找到了一条回注油层、化害为利的有效途径，至1997年底，已有52座处理站运行，总设计能力为106.35×104m3/d，实际处理水量76.74×10 4m3/d，污水处理率100%，污水回注率（利用率）达98 6%。
胜利油田的各类采出水处理站中，按流程中除油段设备选型不同，基本上可归纳为五类：重力流程、浮选流程、压力流程、旋流器流程及组合流程；按流程中过滤段设备选型不同，可分为石英砂过滤、核桃壳过滤、二级核桃壳过滤、一级核桃壳过滤加一级双滤料过滤等形式。上述处理流程及设备代表了油田采出水处理的工艺技术水平，它不仅保护了环境，使油田环境质量得到改善和提高，而且，经济效益十分可观，每年可节省水资源费1700万元，每年回收原油30余万吨，价值1.5亿元。此外，缓解了黄河水源季节性供水不足的矛盾，还大大减轻了油田水系统负荷，节省了大量供水工程建设费用。油田采出水处理系统已成为胜利油田有效而可靠的第二水源。
二、工艺流程探讨及发展
1.工艺流程探讨
根据胜利油田采出水水质特点和注水水质要求，经不断的研究和探索，已逐步形成了为中、高渗透油田注入净化水水质处理的三段处理工艺，即常规处理流程。
第一段为缓冲调节段：主要构筑物是调储罐，它不但对来水进行均质处理，为后续段提供稳定的水质，均衡的水量，而且对来水的浮油和大颗粒的悬浮物进行初步分离。
第二段为沉降分离除油段：按其设备不同又分为重力沉降除油（}昆凝沉降罐、斜管沉降罐等）、压力沉降除油（粗粒化罐、压力斜板除油罐及二者组合装置等）、气体浮选除油及旋流器分离除油等。油田采出水中大约20% 溶解油、乳化油及分散油的浮浊液和80%泥质、粉质悬浮固体具有较好的稳定性，必须采用化学、物理方法，借助沉降分离装置而去除。
第三段为压力过滤段：它将沉降分离段不能截留的微粒杂质，乳化油分离出来，是常规处理流程的关键环节，也是水质能否达标的主要设备。
为保证水质稳定，除上述三段水质净化处理外，还需进行水质稳定处理。即对处理系统采用隔氧措施与投加水质稳定剂的办法来减缓腐蚀，防止结垢、制止细菌繁殖。
2.水处理技术的发展
为了适应油田采出水处理工艺需求，解决处理工艺的技术关键和存在问题，我们曾先后开展了几十项科学试验和技术攻关，在除油技术、过滤技术、除油设备的研究及系列化及过滤设备的研制上做了大量工作，取得了可喜成绩，整体水平达到国外八十年代先进水平，居国内领先地位。
（1）除油技术
1）实现了油田采出水的压力密闭处理将斜板（管）分离技术、聚结技术及化学混凝除油技术应用于压力除油罐，使污水在流程内停留时间由重力流程的6h减少到1.5h，提高了除油效率。
2）气浮分离技术应用于油田采出水处理在102污水站引进PETRECO 诱导浮选机的基础上，消化吸收，并开展国产化试验，采用薄壁堰板控制液位获得成功，提高了运行可靠性。该机在胜利油田已推广采用10多台。
3）旋流除油技术在油田也逐步推广应用水力旋流油在九十年代初在海上油田和陆上油田引进，1994年开始作单管和多管旋流器试验，辛
一、高青、孤东2#、永安、海三站的试验及实际工程推广应用都收到良好效果。我院设计、沈阳新阳机器制造公司制造的污水除油水力旋流器获国家专利局颁发的两项实用新型专利，目前已形成六种规格，其材料和工艺已达国外同类产品水平，为大规模在油田推广应用奠定了基础。
（2）过滤技术
过滤技术是注入水质达标的关键环节。为了提高水质达标率并满足低渗透油田注水开发需要，我院把提高过滤技术作为水质处理攻关重点，在滤罐结构，滤料选择及级配，滤料清洗机械化及操作自动化上做了大量研究，过滤技术水平有了较大提高。
轻质滤料核桃壳滤罐已基本取代石英砂滤罐。滤速已由砂滤罐的8~ 10m/h提高到20~33m/h，并实现全自动控制。
双层滤料取代单一介质的石英砂滤料的过滤形式在油田采出水二级过滤中得到应用，提高了滤料载污能力，成为低渗透油田采出水处理不可缺少的设备。
在滤罐内部结构上，不锈钢筛管和由其制成的滤头用于滤罐布水、集水、增加了滤床厚度，防止了滤料流失；滤罐反洗也由单一水洗发展成气、水、清洗剂混洗，并辅以机械搅拌搓洗，操作也实现了全自动，使反洗更彻底、干净。
3.目前采出水处理工艺技术水平
经多年的科学试验和生产实践，在水质净化处理流程、水质稳定处理和新技术、新设备、新药剂等多项技术成果的基础上，胜利油田已形成了一套适应油田水质特点，满足采出水处理及回注水质标准要求，比较完善的采出水处理工艺。
该工艺在国内同类型处理工艺中处于先进水平。能将原水中含油量降到5mg/L以下，悬浮固体含量达到3mg/L，颗粒粒径≤ 3，um，腐蚀率下降到0.076mm/a。能控制住细菌的繁殖，分离出的原油能回收，排出的污泥能进行干化处理。
三、存在的主要问题
1.水质达标率较低
目前油田采出水处理站中存在的主要问题是水质达标率低。影响水质达标率的因素很多，主要有工艺流程、处理设备、药剂配套、自动化水平及生产管理等。
（1）工艺流程存在问题
目前的采出水个别处理流程还存在流程长，处理效率低，某些单项工艺还较落后，系统配套不健全，自控水平较低等不完善的地方。
（2）除油设备存在问题
目前运行站中，除油设备存在的问题有：重力除油罐处理效率低，排污方式不理想，设备腐蚀严重；
水力旋流器运行稳定性有待提高，一方面虽采用低转速离心泵加压，但剪切作用仍存在；另一方面自控系统不够完善，多数采用手动调节，造成流量、压差控制不准确、除油效率未充分发挥。
（3）过滤设备存在问题
目前运行站中，过滤设备存在的主要问题：
1）单层砂滤罐
该滤罐作为一种传统的压力滤罐，在油田水处理中，应用年代最久，采用数量也最多，但限于当时条件，目前应用于各站单层砂滤罐，大多是手动操作，完成一次冲洗需开关各种阀门四、五次，操作强度大，反洗效果也差，致使许多站滤料板结，污染严重，个别站滤罐阀门锈死，过滤装置完全失去作用。
2）滤罐操作由于其复杂工艺要求，必须自动控制才能保证生产的正常运行。目前各站的砂滤罐及前几年所上的核桃壳过滤罐基本都是手动操作，严重影响了过滤罐的使用，提高滤罐操作自动化水平，是今后一段时期滤罐改造的主要内容。
（4）加药问题
油田采出水水质复杂，要想使其处理后达到水质标准，仅靠物理方法不行，还需要辅之以化学药剂，才能有效地改善出水水质，达到油田注水要求，水质处理剂质量好坏及投加量大小对提高水质，保证处理系统正常运行，关系极大，但由于受水处理成本限制，能够按设计要求定时、定量加药的污水站不多，大多数污水站加药不正常。
（5）管理方面原因
好的处理工艺需要一流的管理来保证。对各生产过程如：加药、排污、收油、反冲洗、填料的定期检查和填充等应按要求做到，尤其自动化程度较高的站，人员的培训要跟上，否则满足不了生产管理的需要。
2.采出水处理后，水质达不到低渗透油田注水水质标准
目前，采出水处理后只能适应中、高渗透油田注水开发需要，对低、超低渗透油田，从工艺整体上讲满足不了要求。
3.注采不平衡，部分采出水需寻找新出路
（1）稠油油田采出水处理
稠油油田开发，采出水无法在本油田回注，合理出路是用作热采锅炉给水，这方面技术应加强研究。
（2）化学驱开采油田采出水处理
聚合物增粘水驱是提高油田采收率的重要措施，但油田注聚后，剩余大量污水，需达标外排，处理工艺难度较大，这方面工作应加强。
四、对策措施及今后发展方向
1.进一步完善和提高现有流程技术水平，提高水质达标率
目前的采出水处理工程仍然是今后水处理的骨干工程，是完成处理合格水的主要装置，应逐步对这些装置进行技术改造。
（1）对27座涉及流程需完善的站，针对流程实际运行情况，找出问题，逐步完善，例：无过滤设备的，应根据其负责注水区块渗透率，增加相应过滤装置；加药系统不健全的应根据水质情况配套投加“三防”药剂及水质净化剂；矿化度高，污水腐蚀强而又没密闭的站，应增设天然气（氮气）密闭系统；污泥系统不配套，造成系统水质恶性循环的站，应完善配套污泥系统等。
（2）对12座除油设备需改造的站，可采取以下措施：
重力除油罐以局部维修、改造、维持运行为主，压力粗粒化斜管除油罐的粗粒化段应定时用蒸汽或热水冲洗，斜管材质应加强把关，保证质量；浮选机应加强对转动部件维护，延长使用寿命，水力旋流除油器近期改造主要以增加自动回流装置，将来逐步向压差、流量自动控制发展，对升压泵宜选取低剪切离心泵或螺杆泵。
（3）对24座过滤设备需改造的站，可针对工程实际情况，结合水处理技术水平，逐一摸清具体改造内容，尽快实施。
1）过滤形式为单层石英砂滤罐：可采取逐步淘汰方式，或更换为高效核桃壳过滤器或改造成轻质滤料过滤器。
2）过滤形式为手动核桃壳过滤器：根据工程实际运行情况，逐步改造成全自动过滤器。
（4）由其它原因造成过滤不正常的站，可从流程是否完善，药剂是否配套，反冲洗方式是否合理，生产管理是否跟得上等几方面找出问题症结所在，有针对性地加以解决。
2.进一步做好新建站流程的技术论证工作，以适应油田开发的需要
采出水处理流程及过滤形式的选择，应根据来水水质和对处理后水质要求及管理水平、运行经验进行技术经济论证，使工程设计做到技术上先进、经济上合理，工程上可行。故建议：
（1）当采出水处理量较大（如大于15000m /d），油密度小于0.9g/cm，悬浮物含量高（如大于200mg/L），油珠粒径<10 m 时，可选用化学混凝沉降的重力流程。
（2）当采出水中的油密度高（如大于0.9g/cm’），乳化油、分散油含量高时，可选用气浮流程。
（3）若采出水处理量小（如15000m /d以下），且油珠粒径较大时（如油粒径在10~lO0~m），可选用压力流程。
（4）当采出水中油、水密度差大于0.05g/cm，悬浮物含量低时，可选用旋流器流程。
（5）当注入层渗透率>0.6 m 时，可选用一级常规过滤，渗透率在0.6~0.1 m 时，可在常规过滤基础上，再增加一级过滤；渗透率<0.1m 时，在两级常规过滤基础上，增加精细过滤。
3.大力推广采用新技术、新工艺、新设备
新技术、新设备并不是待完美无缺阶段再推广应用，而是在推广应用中进一步完善提高，通过完善，提高推广效益。
（1）积极采用水力旋流油水分离器，该产品不但油水分离效率高，而且效果好，还具有体积小，重量轻的特点。因此，积极采用该产品尽快发挥其经济效益，但对压差和流量的自动控制技术、旋流器的几何参数优化技术及单管材质应加强研究。
（2）大力推广浮选除油工艺流程，浮选机以除油效率高，停留时间短、便于搬迁等优点，广泛应用于采出水处理，但对浮选机液位调节系统，转动部件易损坏部位及高效浮选剂应加强研究。
（3）推广应用压力密闭除油技术，但需研究新型聚结材料，斜管材料，以便进一步提高压力除油罐除油效率。
（4）广泛使用轻质滤料高效过滤器，双滤料过滤器，并应实现自动控制，但应抓紧对自控阀门及仪表的筛选，抓紧对滤料清洗剂、混凝剂系列的筛选，开展滤罐内部清洗机构的研究，使滤料清洗干净，保证滤后水质。
4.发展和提高精细过滤技术，加快其工业性试验进度
胜利油田与山东招远膜工程设备厂共同开发的聚丙烯中空纤维超滤膜过滤装置，应用于油田采出水过滤，在史南、坨
三、孤二站的现场小型试验已获得成功，出水水质达到了低渗透油田要求的注水水质标准。下步应扩大工业性试验，并对膜的清洗工艺进行研究，以减少清洗费用。
南京化工大学研制开发的陶瓷无机膜以其耐酸、碱、耐腐蚀，抗微生物能力强，通水量大，易清洗等独特优越性，在采出水处理上显示出广阔的发展前景和巨大的生命力，目前采用该膜过滤油田采出水的室内试验已获成功。建议油田选择某个低渗透区块，建小型试验站，在小型试验基础上进一步扩大工业性试验，为低渗透油田的注水开发作好技术储备，并建立小断块低渗透油田水处理工程建设模式。
5.对新技术、新工艺示范站，进行总结、推广，对注采不平衡，剩余采出水的出路问题进行探讨、研究，以此推动水处理技术进步
为了取得更大经济效益，系统地解决技术难题，把单项新技术有机地结合起来，成龙配套的进行试验，是一条尽快提高工艺技术水平的行之有效的路子。
（1）两级旋流器串联处理高含水原油及采出水处理技术
辛二旋流器串联示范站的试验成功，拓宽了水力旋流器的应用领域，为简化油、水处理工艺流程提供了高效设备，其流程对处理高含水原油和含油污水开辟了一条路子。
（2）稠油油田采出水用于热采锅炉给水，在胜利油田已付诸实施，即将投产的乐安油田采出水深度处理站，在常规处理流程后增加水质软化段，出水水质达到了锅炉用水水质标准，其流程对稠油采出水处理工艺起到了示范作用，按此处理技术进行推广，就彻底解决了稠油油田采出水的出路问题，也使稠油油田开发建设工艺完善配套。
（3）化学驱开采油田，剩余污水达标外排处理技术
油田采出水外排处理工艺，主要是在常规处理流程后增加有机物去除段。目前，去除有机物的方法主要有生物降解和物理吸附。工艺的选择应根据来水中，矿化度含量、水温、BOD/cOD有害物质含量等几项指标，进行综合分析后确定。
1）当来水中，矿化度含量高、水温>60℃，BOD/COD<0、3，有害物质如：硫化物、挥发酚含量高时，这种水质微生物不易生存繁殖，可选用吸附法去除有机物。如，乐安油田采出水外排站，就是在常规处理流程后，增加活化沸石（活性炭）吸附有机物段。
2）当矿化度含量较低，水温<60℃，BOD/COD>0.3，有害物质含量低时，可选用生物降解去除有机物。如孤岛油田采出水外排处理站，在常规流程后增加生物降解有机物段。
上述两项工程，出水水质都将达到国家综合排放标准，解决了油田注聚后剩余污水的出路问题，为油田剩余污水达标外排开辟了路子。
胜利油田采出水处理技术正处于向前发展阶段，不断研究、探讨新工艺、新技术，不断研制新设备，把油田水处理技术推向一个新的高度，为油田持续稳定发展做出新的贡献。
第三篇：油田采出水处理设计规范 2007
油田采出水处理设计规范 规范号：GB 50428—2007 发布单位：中华人民共和国建设部/中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 前言
??? 本规范是根据建设部建标函(20053 124号文件《关于印发“2005年工程建设标准规范制订、修订计划(第二批)”的通知》要求，由大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)会同胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司、中油辽河工程有限公司、西安长庆科技工程有限责任公司及新疆时代石油工程有限公司共同编制而成的。
??? 本规范在编制过程中，编制组总结了多年的油田采出水处理工程设计经验，吸收了近年来全国各油田油田采出水处理工程技术科研成果和生产管理经验，广泛征求了全国有关单位的意见，对多个油田进行了现场调研，多次组织会议研究、讨论，反复推敲，最终经审查定稿。
??? 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。
??? 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会设计分委会负责日常管理工作，由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，希望各单位结合工程实践，认真总结经验，注意积累资料，随时将意见和有关资料反馈给大庆油田工程有限公司(地址：黑龙江省大庆市让胡路区西康路6号，邮政编码：163712)，以供今后修订时参考。
??? 本规范主编单位、参编单位和主要起草人：
??? 主编单位：大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)??? 参编单位：胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司 ??? ??中油辽河工程有限公司
??? ??西安长庆科技工程有限责任公司 ??? ??新疆时代石油工程有限公司
主要起草人：陈忠喜?王克远?马文铁?杨清民?杨燕平?? ?孙绳昆?潘新建?高?潮?赵永军?舒志明 ??? 李英嫒?程继顺?夏福军?古文革?徐洪君 ??? 唐述山?杜树彬?王小林?杜凯秋?任彦中 ??? 何玉辉?刘庆峰?张?忠?李艳杰?刘洪友 ??? 张铁树?何文波?张国兴?于艳梅?王会军 ??? 马占全?张荣兰?张晓东?张?建?裴?红 ??? 夏?政?周正坤?祝?威?洪?海?郭志强 ??? 高金庆?罗春林
附录A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距 表A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距
建(构)筑物最小水平间距(m)建(构)筑物墙壁外缘或突出部分外缘有门窗3.0无门窗1.5场区道路1.0人行道路外缘0.5场区围墙(中心线)1.0照明或电信杆柱(中心)1.0电缆桥架0.5避雷针杆、塔根部外缘3.0立式罐1.6注：1 表中尺寸均自管架、管墩及管道最突出部分算起。道路为城市型时，自路面外缘算起；道路为公路型时，自路肩外缘算起。
???2 架空管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线平行的架空管道管壁的距离。
附录B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 表B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 建(构)筑物名称通信电缆及35kV以下直埋电力电缆(m)管架基础(或管墩)外缘(m)电杆中心线(m)建筑物基础外缘(m)道路路面或路边石外缘(m)边沟外缘(m)管道名称污油管道2.01.51.52.01.51.0污水管道2.01.51.52.01.51.0压缩空气管道1.01.01.01.51.01.0热力管道2.01.51.01.51.01.0消防水管道1.01.01.01.51.01.0清水管道1.01.01.01.51.01.0加药管道1.01.01.01.51.01.0注：1 表中所列净距应自管壁或保护设施外缘算起。
管道埋深大于邻近建(构)筑物的基础埋深时，应采用土壤安息角校正表所列数值。3 有可靠根据或措施时，可减少表中所列数值。
附录C 过滤器滤料、垫料填装规格及厚度 表C-1 核桃壳过滤器料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1核桃壳滤层0.6～1.21200～1400表C-2 纤维球过滤器滤料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1纤维球滤层30±51000～1200表C-3 重力单阀过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.5～1.2700～8002砾石垫料层1～2503砾石垫料层2～41004砾石垫料层4～81005砾石垫料层8～161006砾石垫料层16～32200注：采用滤头配水(气)系统时，垫料层可采用粒径为2～4mm的粗砂，其厚度宜为50～100mm。表C-4 石英砂压力过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.5～1.2700～8002砾石垫料层1～21003砾石垫料层2～41004砾石垫料层4～81005砾石垫料层8～161006砾石垫料层16～322007砾石垫料层32～64至配水管管顶上面100表C-5 双层压力过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称一次滤料规格(mm)二次滤料规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.8～1.20.5～0.8400～6002磁铁矿滤层0.4～0.80.25～0.5400～2003磁铁矿垫料层0.8～1.20.5～1.0504磁铁矿垫料层1～21～21005磁铁矿垫料层2～42～41006磁铁矿垫料层4～84～81007砾石垫料层8～168～161008砾石垫料层16～3216～322009砾石垫料层32～6432～64至配水管管顶上面100 附录D 埋地通信电缆与地下管道、建(构)筑物的最小间距 表D 埋地通信电缆与地下管道、建(构)筑物的最小间距
地下管道及建筑物最小水平净距(m)最小垂直净距(m)电缆管道直埋电缆电缆管道直埋电缆给水管道75～150mm 200～400mm ＞400mm0.5 1.0 2.00.5 1.0 1.50.15 0.15 0.150.5 0.5 0.5天然(煤)气管道压力≤0.3MPa 0.3MPa＜压力≤O.8MPa1.0 2.O1.0 1.O0.15① 0.15①0.5 O.5电力线35kV以下电力电缆 1OkV及以下电力线电杆0.5②
1.00.5②0.5②0.5②建筑物散水边缘 无散水时 基础? 1.5 ?0.5 1.0 0.6——绿化高大树木 小型绿化树1.5 1.0———地下管道及建筑物最小水平净距(m)最小垂直净距(m)电缆管道直埋电缆电缆管道直埋电缆输油管道—2.0—0.5热力管道1.02.00.250.5排水管道1.01.00.150.5道路边石1.0———排水沟—0.8—0.5广播线—0.1——注：①交越处2m内天然(煤)气管道不得有接口，否则电缆及电缆管道应加包封。
???②电力电缆加有保护套管时，净距可减至0.15m。
附录E 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距
?
本规范用词说明
为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
?1)表示很严格，非这样做不可的用词：
??? ?正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。
?2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：
??? ?正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。
?3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：
??? ?正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
??? ?表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。
本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合„„的规定”或“应按„„执行”。
条文说明 1 总则
1.0.3油田采出水处理后主要是用于回注到地下油层，其他用途目前主要是指稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水。当采出水经处理后用于其他用途或排放时，对以原油及悬浮固体为主的预处理(以下简称预处理)系统的设计可参照本规范执行。
1.0.4各油田产生采出水的时间不同，有的油田开发初期不含水，有的油田因初期水量小而用于掺水或拉运至其他采出水处理站处理时，采出水处理工程可以缓建。2 术语
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。
本章所列术语，大多是参照国家现行标准《石油工程建设基本术语》SYJ 4039和现行国家标准《给排水设计基本术语标准》GBJ 125的名词解释确定的，并结合油田采出水处理生产发展的实际做了适当完善和补充。
2.0.9采出水处理站外部来水是指原油脱水系统来水、洗井废水回收水、分建采出水深度处理站反冲洗排水回收水等。不包括采出水处理站内部回收水，如反冲洗排水、污泥浓缩上清液、污泥脱水机滤液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介质的密度差进行重力沉降分离的处理构筑物，因此同属一种类型，以去除水中原油为主要目的，习惯上称作“除油罐”。事实上采出水中不仅含有原油，也含有较多的悬浮固体，悬浮固体的去除远比去除原油困难得多，油田注水水质标准对悬浮固体的要求也比对原油的要求严格。在沉降分离构筑物中只提出“除油罐”这一术语，不符合采出水处理的实际情况。本规范提出“沉降罐”这一术语，是为了适应油田采出水处理技术发展的要求，它本可代替“除油罐”这一术语，但考虑到“除油罐”这一术语在油田使用多年，在采用两级沉降分离构筑物的处理流程中，第一级往往是主要去除水中原油，所以还有其存在的价值。本规范保留“除油罐”这一术语，并对该术语进行重新定义。
除油罐或沉降罐有立式和卧式两类，卧式多为压力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收储存过滤器反冲洗排水的构筑物，也可接收储存其他构筑物能够进入的自流排水，如检修时构筑物的放空排水等。3 基本规定
3.0.1采出水处理工程是油田地面建设不可缺少的组成部分，其原水来源主要是原油脱水，其次是洗井废水和其他污水。因此采出水处理工程建设规模必须与原油脱水工程相适应。建设规模适应期宜为10年以上是根据国家现行标准《油气田地面建设规划设计规范》SY 0049的规定，并与现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350相一致。采出水处理工程建设最终规模应以“油田地面建设总体规划”为依据确定，是否分期建设，应根据油田生产过程中原油综合含水率的上升情况，综合考虑技术经济因素确定。
3.0.2采出水处理工程设计，应适应油田开发的要求，积极慎重地采用经过试验和验证的、行之有效的先进工艺、设备和新的科研成果。同时根据采出水性质、注水水质标准和油田所处地区的自然环境等条件，进行多方案的技术经济比较，确定采出水处理工艺。
3.0.3本条是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350规定的，但各油田可根据采出水水质特性、集输工艺及生产管理情况制订相应的指标。
3.0.4处理后用于油田注水，水质必须达到注水标准，以利油层保护。若用于其他目的时，如稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水或采出水处理后排放等，则应符合相应的后续处理工艺对预处理水质要求。
3.0.5本条规定主要是为了减少采出水的乳化程度，并节省动力。洗井废水的杂质含量很高，直接输入流程会对采出水处理系统的冲击太大，影响净化水的水质，所以洗井废水宜设置适当的预处理设施，经预处理后输至调储罐或除油罐(或沉降罐)前。
3.0.6油田采出水原水供给一般是不均衡的，主要表现在水量(水量时变化系数大于1.15)或水质的较大波动上，经常造成采出水处理站水质达标困难，通过调节原水水量或水质的波动，使之平稳进入后续处理构筑物，不仅可以减小采出水处理站建设工程量，还能提高处理后水质的合格率。在原水水质、水量波动不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分离或原油脱水站有污水沉降罐时，可不设调储设施。
3.0.7本条规定主要是为了准确地了解采出水处理站的实际运行情况，进而评价处理工艺的运行效果，为生产管理提供便利。当原水来源或净化水用户大于1处时，应单独设置计量设施；也可在处理流程中间各段出口设置计量设施，以利于检测中间各段处理构筑物的处理效果。3.0.8防爆分区划分应执行国家现行标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》SY/T 6671的有关规定。防爆要求应执行国家或行业的相关规范、标准及规定。
根据各油田多年经验，采出水处理站的某些场所有油气聚集，如沉降罐阀组间、除油罐阀组间、气浮机(池)厂房(气浮机在室内)及操作间(气浮机在室外)、污油罐阀组间、污油泵房、天然气调压间等场所的用电设备应防爆。对于采用天然气密闭流程，当滤罐的排气口设在室内时，室内的用电设备应防爆。
3.0.9流程的灵活性将给生产管理带来很大的方便，因此在工程设计中采取一定的措施是必要的。
主要处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)的数量不宜少于2座，当需要检修或清洗时，可分别进行，不致造成全站停产。但对处理量小、采出水全部水量能调至邻近站或本站内设置有事故罐(池)，在构筑物检修时造成全站停产或部分停产，避免污水外排污染环境，此时可设1座，但事故罐(池)的容积应满足停产检修期间储存水量的要求。
在检修动火时，油田上曾多次发生过由于隔断措施不利，造成沉降罐着火、伤人事故。现行检修隔断措施大多采用在构筑物进口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。应该特别提醒的是，仅仅关闭构筑物上的有关阀门起不到隔断作用，因为经过一段时间韵使用，阀门大多数关闭不严。?? ??3 站与站之间的原水用管道连通，可以调节处理站之间的水量不平衡。同时一旦某站发生事故或维修，采出水原水可部分或全部调至其他站处理，做到不外排、不污染环境。3.0.10采出水处理站易产生污泥的构筑物有调储罐、沉降罐、除油罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)等。
污泥对采出水处理系统的危害很大，如果不排泥，会恶化水质，降低处理效率，净化水中悬浮固体含量很难达到注水水质标准。
3.0.11油田采出水处理工艺根据处理后去向不同(主要包括回注油层、稠油采出水处理后用于蒸汽发生器给水预处理和处理后达标外排预处理等)，采用的处理方式及工艺不同或不完全相同。不管采用何种方式及工艺，都应根据原水的特性以及净化水的水质要求，在试验的基础上，通过技术经济对比确定。在确保采出水处理后水质的条件下，应尽量简化处理流程。
采出水用于回注的处理工艺，主要是指将原水经处理后达到油田注水水质标准的构筑物及其系统，根据回注油层的渗透率不同，所采用的沉降或离心分离及过滤级数也不同。油田常用的沉降或离心分离构筑物有沉降罐、除油罐、气浮机(池)、水力旋流器等，过滤构筑物有石英砂过滤器、多层滤料过滤器(石英砂磁铁矿双层滤料过滤器、海绿石磁铁矿双层滤料过滤器等)、核桃壳过滤器、改性纤维球过滤器等。
3.0.12原中国石油天然气总公司编写的《低产油田地面工程规划设计若干技术规定》中对低产油田的定义如下：“油层平均空气渗透率低于50×10-3μm2、平均单井产量低于10t/d的油田；产能建设规模小于30×104t/a的油田”。
低产油田一般均实行滚动开发，其工程适应期比一般油田短，大部分油田的产能建设工程不到5年就要调整改造。因此，低产油田采出水处理工程设计，应结合实际，打破传统界限，尽量简化工艺，缩短流程，降低工程投箕和生产成本。
3.0.13 本条是针对国内沙漠油田的气候、环境、管理等特点，结合国内沙漠油田的运行经验制定的。3.0.14
稠油(包括特稠油和超稠油)油田的开发，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驱方式开采，稠油采出液一般采用热化学重力沉降脱水工艺，因此污水处理站原水温度较高(稠油脱出水温度在50～65℃之间，特稠油和超稠油脱出水温度在70～90℃之间)，具有较高的热能利用价值。另外，蒸汽发生器用水量很大，国内外已有成熟的采出水蒸汽发生器给水处理工艺。因此，稠油采出水应首先考虑用于蒸汽发生器给水，不但可以实现污水的循环使用，还可以充分利用稠油采出水的热能，节约蒸汽发生器燃料消耗。
稠油特别是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化严重。在处理过程中，污油是上浮还是下沉，应根据投加化学药剂种类和处理工艺确定。另外污油黏在处理设备和管道内壁上很难脱落，所以在选择处理工艺和设备时要充分注意，特别是污油的收集，要有行之有效的解决办法。
如果净化水是用于蒸汽发生器给水，应注意污水系统的保温；如果净化水是用于注水或外排，可以根据实际情况考虑热能综合利用。
由于稠油采出水处理系统分离出的污油含杂质较多，如果直接回到原油脱水系统，对原油脱水系统的正常运行影响较大。根据辽河油田原油脱水运行要求，稠油采出水处理系统分离出的污油宜单独处理。’
在稠油采出水回用蒸汽发生器给水处理工艺中，预处理部分的设计(主要包括调储、沉降分离和过滤)按本规范执行，深度处理部分的设计(主要包括软化、除硅以及后处理)应按国家现行标准《稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范》SY/T 0097的有关规定执行。
3.0.15滩海陆采油田由于地处滩海区域，所处的自然环境比较恶劣，例如：空气湿度大、含盐量高、腐蚀性强，风大，易受海浪影响，人员逃生困难。所以为保证安全生产，站内需配备一定数量的救生设备，如救生圈、救生衣等，配备数量可以参考国家现行标准《滩海陆岸石油作业安全规程》SY/T 6631—2005；同时对设备、阀门、管件、仪表及各种材料提出适应恶劣环境的要求，即在使用中无安全隐患，保证适当的使用寿命。由于滩海陆采油田采出水处理站标准较陆上油田高，投资大，为节省投资，提出尽量依托陆上油田已有设施的要求。4 处理站总体设计
4.1 设计规模及水量计算
4.1.2 Q4中不包含回收的场区初期雨水量。场区初期雨水如要回收宜单独处理。
4.1.3根据式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，参与运行的构筑物增加的水量越少，连通管道管径的增加量越小，水质达标保证率越高，但工程投资增加越多，需要经过技术经济比较确定。
有条件向其他采出水处理站调水的处理站，校核水量可按下式计算：
? 式中Qd——脱水系统向其他采出水处理站调出的水量(m3/h)。
洗井废水也可送至其他站处理，此时设计计算水量按下式计算：
Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)
但在检修时向外调水或洗井水送至其他站处理的条件在设计时必须预先确定。4.2 站址选择
4.2.1站址的选择，在整个设计中是一个重要的环节，如果站址选择不当，将会造成生产运行长期不合理。采出水处理站的建设应严格遵守基本建设程序，必须根据主管部门审查批准的油田地面建设总体规划，以及所在地区的城镇规划，进行站址选择工作，同时要兼顾外部管道的走向。
4.2.4采出水处理站与原油脱水站或注水站联合建设，组成联合站，是各油田普遍采用的一种布站方式。其优点是工艺衔接紧凑，生产管理集中，公用设施共用，从而节省投资，节约能源，减少占地。
4.2.6站址的选择要充分考虑外部系统条件，尽量靠近水源、电源、热源、公路，应做好优化比较，确定一个技术经济合理的站址。4.3 站场平面与竖向布置 4.3.2本条土地面积有效利用率是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005中11.3.2条的规定确定的。
4.3.3对生产设施的布置除应和工艺流程相一致外，还应考虑物料流向、生产管理、安全防火、设备维修等因素，应尽量避免管网多次交叉、物料多次往返流动，应充分利用压能和热能，避免重复增压和重复加热。辅助生产设施应靠近站场出入口布置，如仪表值班室、值班休息室等生产、生活人员集中的建筑物等，可避免生产、生活人员进入生产区影响生产区的安全。为了减少占地、降低投资，集中处理站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置，如含油污水处理工艺中的污油回收罐可以同脱水工艺中的事故油罐布置在同一个防火堤内。
4.3.4变电室的布置应考虑进出线方便。靠近站内主要用电负荷可节省电缆，减少功率损耗。站场内的变电室布置在场区一侧，可以减少站场用地，并有利于安全生产。4.3.5本条文说明的是道路的设计原则，具体要求见本规范10.8。
另外，采出水处理站药剂投加品种多，投加量大，运送药剂的车辆进、出站次数多，道路设计时应考虑药剂运输的问题。污泥作为采出水处理过程的副产物，站内很难消化处理，一般需要外运处置。为方便药剂、污泥的拉运，站内宜设药剂、污泥拉运专用道。
4.3.6设置围墙是为了保证生产安全和便于生产管理。对于规模很小，站场周围人烟稀少的处理站可不设围墙。围墙的高度2.2m是一般站场的常用值，对于有特殊要求的地区，应根据实际情况加高或降低围墙高度。
4.3.7有组织的排水方式主要有明沟和暗沟(管)。明沟排水卫生条件差、占地多，但投资省，易于清扫维修。暗沟(管)则相反，其投资大，但清扫维修次数少，比较卫生、美观，占地少，便于穿越通行。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，降水很快蒸发或渗入地下，因而不需要设地面排水系统。4.3.8
湿陷性黄土地区：主要特点是大孔隙、湿陷，竖向设计时防止湿陷的主要办法是保持必须的地面坡度，不使场地积水，坡度不小于0.5%；存放液体和排放雨水的构筑物，应采用防渗结构和防水材料。站场出现两种不同等级的湿陷性黄土时，禁止在不同等级的湿陷性黄土上布置同一建(构)筑物，但为联系用的道路除外。
岩石地基地区：尽量减少挖方，以降低工程难度，宜采用重点式阶梯布置方式。路槽开挖宜与场地平土同时进行，近远期基槽宜同时开挖。软土地区：沿江、河、湖、海等水边围堤建设的站场，地基多为淤泥质沉积黏土，压缩性高，含水量大，该地区的蒸发量往往大于降水量，表层土比下层强度高，不宜挖方。地下水位高的地区：挖方会造成基础防水费用增加，对地下构筑物不利，需要加大基础的重量以克服浮力。
盐渍土地区：盐渍土在干燥状态下为强度比较高的结晶体，遇水时盐晶溶解，强度很低，压缩性强，吸水后，由于地表蒸发快，常有一层盐霜或盐壳，厚度在几厘米到几十厘米不等；盐渍土在吸水前后的工程性质差别大，缺乏稳定性，不能直接在上面做基础；盐渍土对混凝土和金属材料具有腐蚀性，在地下水作用下易腐蚀地基。盐渍土地区的基础应作防腐处理，一方面防止地下水渗透腐蚀，另一方面要防止管道泄漏腐蚀。采用自然排水的场地设计坡度不宜小于0.5%。
4.3.11充分利用地形的目的是为了降低能耗、节省投资。4.4 站内管道布置
4.4.1这是管道综合布置的一般原则，管道是采出水处理站的主要组成部分，因此在处理站内总图设计中，特别是规模较大、工艺较复杂的站，应结合总平面布置、竖向布置统一考虑各种管道的走向，使其满足生产需要、符合防火安全要求。站内管道综合布置不只是考虑平面布置，同时还应考虑竖向布置及站容美观。4.4.2站内管道的敷设一般有三种形式：埋地、地上(架空或管墩)及管沟。采用何种敷设方式，应根据条文中提出的因素综合比较后确定。
如果场区地下水位较高(随季节波动)，管道埋地将使金属管道经常处于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蚀机会和程度。施工时也需采取降水措施，增加施工费用。
管道埋地敷设需开挖沟槽，如工程地质条件差，为防止沟槽壁塌方，需放坡扩大开挖面，增加场区面积，增加工程投资。
“水力高程”是指各构筑物(罐或池)的设计自由水面或测压管(对压力构筑物而言)水面标高，组成工艺流程的一些构筑物，如调储罐、沉降罐、气浮机(池)、污油罐、回收水罐(池)、缓冲罐(池)等，是采用罐还是采用池(一般为地下式或半地下式)，水力高程条件如何，直接影响管道敷设方式。地上钢制矩形池或混凝土池将因受力条件不利，而增加工程投资。
地上管道维护管理比埋地管道方便。
综上所述，在各构筑物水力高程条件允许时，主要工艺及热力管道宜地上敷设。
供水管道属于压力管道，地上敷设时，因水温低需防冻，若伴热保温，会使水温升高引起水质改变，不利于使用。自流排水管道，因收集器的标高低，管中水流靠管底坡度流动，地上敷设易冻堵等，应埋地敷设。加药管道管沟敷设比埋地敷设维修方便。
另外，场区仪表、电信、供配电电缆应尽量随工艺管道地上 4.4.5本条是对地上管道安装高度的要求：
规定架空管道管底标高不宜小于2.2m是考虑操作人员便于通行，管墩敷设时管底距离地面高度不宜小于0.3m是考虑维修方便。
当管廊带下面有泵或设备时，主要是考虑便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊带下部的设备较高时，应视具体情况而定，以满足设备检修及日常操作为准。管道与设备之间，应有必要的净空。
4.4.6道路垂直净距不宜小于5.5m，是考虑大型消防车通过以及处理站内大型设备(如滤罐)整体运输的需要。有大件运输要求的道路，其垂直净距应为车辆装载大件设备后的最大高度另加安全高度。安全高度要视物件放置的稳定程度、行驶车辆的悬挂装置等确定。现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22—87规定的安全高度为0.5～1.0m。4.5 水质稳定
4.5.1对于高矿化度的采出水，氧是造成腐蚀的一个重要因素。氧会急剧加速腐蚀，在有硫化氢存在的采出水系统中，氧又加剧了硫化物引起的腐蚀。氧是极强的阴极去极剂，这使阳极的铁失去电子变成Fe2+，与OH-结合而成为Fe(OH)2，并在其他因素的协同下造成较强的氧浓差电池腐蚀。由金属腐蚀理论可知，随着采出水pH值的降低，水中氢离子浓度的增加，金属腐蚀过程中氢离子去极化的阴极反应增强，使碳钢表面生成对氧化性保护膜的倾向减小，故使水体对碳钢的腐蚀性随其pH值的降低而增加。
据资料介绍，在高矿化度的采出水中，如果溶解氧从0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蚀速度增加5倍；如果达到1.90mg/L，其腐蚀速度则增加20倍。
如中原油田采出水，矿化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同时含有CO。和H2S等气体，在流程未密闭之前，腐蚀情况十分严重，均匀腐蚀率一般在0.5～O.762mm/a，点蚀率高达5.6mm/a。文一联采出水处理站投产8个月，缓冲罐及工艺管道即出现穿孔，有的部位重复穿孔，最严重的一周穿孔三次，最大穿孔面积2cm2。注水泵叶轮使用最短的时间为15d，一年换一次泵。该站1979年建设，在1985年拆除。
胜利油田也属高矿化度水，因溶解氧的存在导致腐蚀很严重，辛一联投产后6个月，站内管线开始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵运行3个月，叶轮、口环等就腐蚀得残缺不全。
1982年中原油田用天然气对文一联采出水处理站的开式构筑物进行密闭隔氧，取得了比较理想的效果。密闭后，沉降罐出水的溶解氧含量由密闭前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，滤后水溶解氧降至0～0.03mg/L，滤后挂片腐蚀率由原来的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2
采用天然气密闭系统，曾在油田发生过安全问题。自力式调节阀调压系统排放的天然气会污染环境，同时可能引发安全问题。因此本规范推荐优先采用氮气作为密闭气体。采用天然气密闭时宜用干气，在北方天然气管道如果有水，易冻结，给密闭工作带来影响，严重时可能引发事故。
天然气、氮气等的流程密闭，不是简单地在常压罐内的液面上通入气体，而是要求气体隔层必须随液位变化而变化，以保持规定的压力范围。常压罐顶的设计压力一般为-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密闭气体的运行压力严禁超过此值。这就要求有一套完善的调压系统，一般在气源充足时，利用调压阀并辅以仪表控制进行调压。利用调压阀调节时，一般分二级调压，如天然气由干气(或湿气)管道引入采出水处理站设调压阀(第一级)，第二级调压为在密闭罐进气、排气管道采用自力式调节阀，通过对罐内气相空间补气、排气，保持气相空间的运行压力在设定范围。没定范围为588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一类调压是采用低压气柜。调压阀调压的优点是设备仪表少，气体管径小，工艺简单；缺点是向大气排放天然气，安全性能差。低压气柜与密闭常压罐气相空间连通，由其补气和接受排气。低压气柜调压系统优点是不向系统外排气，安全性高，不污染环境；缺点是气柜加工精度高，投资高。总之，选用何种调压方式，应根据实际情况，经过安全、技术、经济比较确定。天然气密闭流程中要注意防止天然气与空气混合，否则易引起爆炸。在正常情况下，是不会遇到这种混合物的，可是当罐充气时很可能产生上述爆炸性混合物。在投产时应特别注意安全问题，在向密闭罐引入天然气前，先不使用调压装置来置换空气。为了尽可能彻底置换空气，各罐的空气排出口应与天然气进口对称布置，并采用最大距离。
罐顶的耐压等级一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。
呼吸阀为一级保护，调压范围可定为-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全阀为二级保护，压力限值可定为1863.9Pa(190mmH2O)。
在正常生产运行过程中，密闭的常压罐与大气相通的管道，如溢流管道和排油管道等设置水封，是为了保证系统正常密闭，避免气相空间气体泄漏，影响正常生产或发生事故。同时，水封装置应设置液面指示及补水设施。
天然气管道不能积水，主要是从安全的角度考虑。特别是寒冷地区，管道内积水结冰，可能引发恶性事故。
密闭系统对于处理过程的自动保护意义十分重要，在生产过程中，一旦工艺参数异常，就可能发生重大恶性事故。如当缓冲罐内液位过低时，水泵可能吸入天然气，发生爆炸危险，因此，要有一整套完善的信号联锁自动保护系统。
4.5.3由于油层对注入水的排异性，注水势必对油层造成一定程度的损害，其常见类型有速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏等。由于pH值低而引起严重腐蚀时，投加碱性药剂调高pH值，可能会导致油层碱敏性伤害。碱敏性伤害机理主要是指碱性工作液进入储层后，与储层岩石或储层液体接触，诱发黏土微结构失稳，有助于分散、运移发生，其次是OH-所带来的沉淀，造成渗透率下降损害地层。所以要求采用调节pH值工艺时应首先对注入区块地层做岩心碱敏性试验，确定注入水临界pH值，以降低对油层的伤害。
加碱性药剂提高pH值的主要目的是减缓腐蚀、沉淀盐垢、净化水质；其次是改变水质环境，有利于抑制细菌的繁殖，该方法与采出水药剂软化处理工艺相近，但并非希望盐垢更多的析出，因为Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻碍回注，但是与C032-、OH-生成沉淀物会增加排污量和污泥处置的困难。大量污泥出现，又无妥善处置污泥办法，会对周围环境产生二次污染。所以要求筛选出的pH值调节药剂需与混凝剂、絮凝剂配伍性能好，产生的沉淀物量最少，易投加。5 处理构筑物及设备 5.1 调储罐
5.1.1水量变化是由脱水系统水量变化引起的。应积累已建站脱水系统来水水量变化资料绘出时变化曲线，选取具有代表性的变化曲线(调储罐出水为一日内的平均小时流量)为计算提供依据。2～4h设计计算水量是各油田采出水处理站设计多年积累的经验数据，供缺少实测资料时选取。
5.1.3因为采出水在调储罐内有效停留时间一般为2～4h，原油会在罐内顶部累积，因此应定期收油，设加热设施可以保持原油冬季良好的流动性，便于收油。同时调储罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用调储容积及恶化水质。
调储罐防火要求参照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183有关污水沉降罐的相关规定执行。5.2 除油罐及沉降罐
5.2.1本条给出常压立式沉降罐及除油罐的设计参数参考值，其中，水驱采出水技术参数是根据胜利油田、辽河油田、大庆油田等油田多年应用经验及效果而确定的，聚合物驱采出水技术参数是根据大庆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。稠油采出水技术参数是根据辽河、新疆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。当采用两级沉降分离时，除油罐应设在沉降罐前。
5.2.4现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。
5.2.6目前常用的排泥技术主要有静压穿孔管和负压吸泥盘等，各种排泥方式有不同的适用条件和特点，可根据具体情况选用。5.3 气浮机(池)5.3.1气浮机是利用向水中均匀加入微小气泡携带原油及悬浮固体细小颗粒加快上浮速度的原理实现油、水和悬浮固体快速分离的设备，对原油及悬浮固体颗粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水处理较其他沉降分离构筑物具有明显的优势。5.3.2气浮机有多种类型：
主要区别在于加气、布气方式不同而导致结构、加气、布气系统各异，产生的气泡颗粒直径及均匀性有差别，能耗、管理及维护方便与否也不同。因此，根据采出水的性质，选择何种类型的气浮机(池)，应通过试验，经技术经济比较确定。
气浮机(池)的气源，有空气、天然气和氮气等。高矿化度污水中含有溶解氧而导致严重腐蚀时，不宜用空气做气源；用天然气做气源，应注意安全及环保问题；用氮气做气源，系统投资较高。选择何种气源，应根据具体情况，经技术经济比较确定。
5.3.3本条是考虑当需要检修时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.3.4选用气浮机(池)处理采出水时，应使用适合于所处理采出水性质的有效药剂。不用药剂或药剂选用不当，气浮的除油效率很低(根据大庆油田的经验，不加药剂，气浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效适用药剂，可使气浮的除油效率达到90%以上)。
5.3.5根据各油田多年实际经验，气浮机(池)由于停留时间短，缓冲容积小，抗冲击性负荷的能力较差，因此在气浮前，宜设置调储罐或除油罐。根据国内外油田多年应用经验，气浮机(池)适宜于含油量小于300mg/L且原油颗粒直径小的采出水处理。5.4 水力旋流器
5.4.1水力旋流器的功能是油水分离。水力旋流器在与气浮机(池)、沉降罐等配合使用时，水力旋流器应放在气浮机(池)、沉降罐前。
5.4.2水力旋流器于20世纪80年代中期面世，与除油罐相比，在相同处理量的条件下，其优点为：占地面积小；重量轻；流程简短，易于密闭。其缺点为：原水乳化程度高时处理效果差；能耗高；对悬浮固体去除效果差。
采出水水质特性直接影响到旋流器的处理效果，因此在采用旋流器处理采出水时，应先进行采出水水质特性试验，然后在试验的基础上确定旋流管的结构和单根处理量，最后确定单台旋流器的处理量及适应处理水量变化的组合方式。
5.4.4本条对提升泵类型的推荐是为了避免对采出水的激烈搅拌而导致油滴破碎，增加分离难度。5.5 过滤器
5.5.1油田采出水处理中采用的过滤器类型较多，根据承压能力的不同，可分为重力式过滤器、压力式过滤器；按填装的滤料分，有单层滤料过滤器、双层滤料过滤器(石英砂+磁铁矿或海绿石+磁铁矿)、多层滤料过滤器(无烟煤+石英砂+磁铁矿)、核桃壳过滤器和改性纤维球过滤器等。重力式过滤器(如单阀滤罐)单台处理量大，同等设计规模的采出水处理站，使用台数少，适合设计规模大的处理站使用；与除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差进行重力过滤，既节能又不增加采出水的乳化程度，但对含聚合物或胶质含量高的采出水，由于工作水头和反冲洗水头低，工作周期短，不宜采用。
压力式过滤器由于过滤及反冲洗时采用泵增压，工作水头及反冲洗水头高，对含聚合物的采出水处理适应能力强，近年大庆油田的含聚污水处理站，已建重力式过滤器已改为压力式过滤器。但受罐直径限制(dmax=4.Om)，同等规模的处理站与重力过滤器相比台数多，投资高，适用于规模较小的处理站选用。填装各种不同滤料的过滤器各有特点，各油田已有丰富的使用经验。
近年来，油田深度处理工艺应用的精细过滤器比较多，选用时应按具体情况，根据经济技术比较确定。
5.5.3过滤器的设计滤速是按一台过滤器反冲洗或检修时，其余过滤器承担全部水量的情况确定的。
5.5.4改性纤维球过滤器在开始过滤时必须压紧，表中所列滤速为压紧后正常过滤的滤速。5.5.5采出水的特点是水中含油量较大，滤层截留的污物中，原油占很大的比例。原油与滤料颗粒之间结合较“紧密”，用具有一定温度的净化水冲洗，才能保证滤层的反洗效果。同时，利用水、气联合反冲洗，效果明显优于单一水洗。
对含聚合物的采出水处理滤料采用正常水冲洗的方式难以洗净，用定期投加滤料清洗剂的方式，可以改善滤料清洗效果。
5.5.6采用变强度反冲洗是为了避免初始反冲洗强度过大，滤料层整体上移，造成内部结构损坏、跑料。因此，在工程设计中需进行反冲洗自动控制，阀门宜采用电动或气动。冲洗方式、冲洗强度及时间应通过试验或参照相似条件下已有过滤器的经验确定。5.5.7常用滤料应符合国家现行标准《水处理用滤料》CJ/T 43—2005及当地油田制定的相应标准。
水处理常用滤料主要有无烟煤、石英砂、磁铁矿、核桃壳等，其中无烟煤、石英砂、磁铁矿应符合国家现行标准CJ/T 43—2005的要求，核桃壳滤料可参考大庆油田的企业标准(见表1)。
表1 大庆油田核桃壳滤料的参数及指标
序号参数指标1含泥量≤2%2盐酸可溶率≤3.5%3皮壳率≤O.3%4破碎率+磨损率≤3%5杂质率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒径颗粒含量≤5%大于指定上限粒径颗粒含量5.5.8附录C中滤料及承托层的组成为大庆油田制订的企业标准。5.5.9大阻力配水系统和小阻力配水系统的配水、集水均匀性均较好，但大阻力配水系统反冲洗水头损失大，动力消耗大，不适于冲洗水头有限的重力式过滤器，否则需设冲洗水塔或高架水箱，因此本条推荐重力式过滤器采用小阻力配水系统。
油田常用的压力过滤器采用大阻力配水系统，泵加压反冲洗，能保证滤料的反冲洗效果，尤其是对含有聚合物(PAM)或胶质、沥青质含量较多的采出水(对滤料的污染较为严重)适用，因此本条推荐压力式过滤器宜采用大阻力配水系统。5.6 污油罐
5.6.1本条给出了污油罐有效容积计算公式，选择储存时间t时，应与污油罐容积一起考虑。5.6.2污油罐内设置加热盘管，罐体设置保温，都是为了保证污油的良好流动性，使油泵正常工作。污油罐底部设排水管，是为了放掉罐内下部的底水，尽量保证油泵少输水，减少对脱水器的冲击。设置看窗，可观测和检查放水的情况。
5.6.3本条规定中所给出的是污油罐加热所需热量的计算公式。如果对沉降罐(或除油罐)、回收水池等构筑物内的污水或污油加热时，参考《油田油气集输设计技术手册》的有关章节。5.6.4通过泵将污油罐中含有大量污水的污油，输送至原油脱水站进站阀组，与采出液相混合，进行重新处理。连续均匀输送是为了不对原油脱水系统产生冲击。
5.6.5根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.6条规定“容积小于或等于200m3，并且单独布置的污油罐，可不设防火堤”，同时根据8.4.2条第二款、8.4.5条第三款规定，容积不大于200m3的立式油罐可采用移动式泡沫灭火系统，单罐容量不大于500m3的固定顶油罐可设置移动式消防冷却水系统，所以推荐污油罐容积不大于200m3，可降低工程投资。污油罐进罐管道设通污油泵进口的旁路管道，是防止采出水处理站在污油罐检修时停止生产。5.7 回收水罐(池)5.7.1过滤器的反冲洗一般为批次进行，每个批次冲洗过滤器的台数应尽可能相同或相近。每日宜按1～3批次冲洗过滤器，每批次间隔时间应相同，其中过滤器最多批次的排水量为过滤器反冲洗最大排水量。进入回收水罐(池)的其他水量W2是指与过滤器反冲洗最大排水量同一期间进入的其他水量。
5.7.2此条主要是从回收水池清泥、回收水罐排泥及检修的角度考虑。
5.7.4压力过滤流程采用回收水罐与采用回收水池相比，可节约占地，节省工程投资。重力式过滤器，如：单阀滤罐反冲洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保证足够的反冲洗水头，回收水池中排泥设施可以采用负压吸泥盘。
5.7.5当反冲洗排水水质好时(与原水水质接近)可进入回收水罐(池)直接回收；当反冲洗排水水质比较差时，如三元复合驱采出水处理站的反冲洗排水，应进入排泥水系统与排泥水一并处理，处理后的水质优于或接近原水时再回收，这样做有效地避免了水质恶性循环。5.7.7污水回收宜均匀连续输至调储罐或除油罐前，回收时间宜大于16h，避免对主流程形成较大的水量水质冲击。5.8 缓冲罐(池)5.8.2本条是考虑当需要检修和清洗时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据油田实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.8.3滤后水缓冲罐(池)兼作反冲洗水储水罐(池)，罐(池)的容积较大，水在罐(池)中的停留时间较长，在北方高寒地区，冬季环境气温较低，水温下降较快，为保证反冲洗效果可酌情考虑做保温。
5.8.4缓冲罐(池)运行一段时间，其上部积有一定厚度的原油，设计时应考虑收油设施。视罐(池)内水温、油品性质情况，可设置简易收油设施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水处理及泥渣处置 6.1 一般规定
6.1.1反冲洗排水是否进入排泥水处理系统由本规范第5.7.5条确定。6.1.3排泥水处理过程中分离出的清液连续回收时间宜大于16h，避免对主流程产生冲击影响水质。如回收的清液水质较差时，也可排入排泥水调节罐(池)与其他排泥水一起处理。6.1.5当采出水处理站构筑物排泥水平均含固率大于2%时，一般能满足大多数脱水机械的最低进机浓度的要求，因此可不设浓缩工序。6.2 调节池
6.2.1调节池与回收水罐(池)合建时，反冲洗排水水量大、持续时间长，其他构筑物排泥时，与反冲洗排水在时间上会重叠；调节池单独建设时，构筑物排泥时间可以不重叠，因此可以只考虑排泥水量最大的构筑物的一次排泥水量。6.2.2设扰流设施的目的是防止污泥在池中沉积。
6.2.3调节池出流流量应尽可能均匀、连续，是为了满足后续处理构筑物连续稳定运行的需要。
6.3 浓缩罐(池)6.3.1目前，在排泥水处理中，大多数采用重力式浓缩罐(池)。重力式浓缩罐(池)的优点是运行费用低，管理较方便；另外由于池容大，对负荷的变化，特别是对冲击负荷有一定的缓冲能力。如果采用其他浓缩方式，如离心浓缩，失去了容积对负荷变化的缓冲能力，负荷增大，就会显出脱水机能力的不足，给运行管理带来一定困难。目前，国内外重力沉降浓缩罐(池)用得最多。国内重力浓缩罐(池)另一种形式斜板浓缩池罐(池)也开始使用。
6.3.2每一种类型脱水机械对进机浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，例如：板框压滤机进机浓度可要求低一些，但一般不能低于2%。
6.3.3浓缩罐(池)面积一般按通过单位面积上的固体量即固体通量确定。但在入流泥水浓度太低时，还要用液面负荷进行校核，以满足泥渣沉降的要求。固体通量、液面负荷、停留时间应通过沉降浓缩试验确定或者按相似工程运行数据确定。
泥渣停留时间一般不小于24h，这里所指的停留时间不是水力停留时间，而实际上是泥渣浓缩时间。大部分水完成沉淀过程后，上清液从溢流堰流走，上清液停留时间远比底流泥渣停留时间短。由于排泥水从入流到底泥排出，浓度变化很大，例如，排泥水入流浓度为含水率99.9%，经浓缩后底泥含水率达97%。这部分泥的体积变化很大，因此，泥渣停留时间的计算比较复杂，需通过沉淀浓缩试验确定。一般来说，满足固体通量要求，且罐(池)边水深有3.5～4.5m，则其泥渣停留时间一般能达到不小于24h。
对于斜板(斜管)浓缩罐(池)固体负荷、液面负荷，由于与排泥水性质、斜板(斜管)形式有关，各地所采用的数据相差较大，因此，宜通过小型试验或者按相似排泥水、同类型斜板数据确定。
6.3.4重力浓缩罐(池)的进水原则上应该是连续的，当外界因素的变化不能实现进水连续时，可设浮动收液设施收集上清液，提高浓缩效果，成为间歇式浓缩罐(池)，宜设置加药搅拌设备。6.4 脱水
6.4.1脱水机械的选型既要适应前一道工序排泥水浓缩后的特性，又要满足下一道工序泥渣处置的要求，由于每一种类型的脱水机械对进水浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，同时要考虑所含原油对脱水率的影响，因此，前道浓缩工序的泥水含水率是脱水机械选型的重要因素。例如，浓缩后泥水含固率仅为2%，且所含原油对滤网透水性的影响较小时，则宜选择板框压滤机，否则宜选用离心机，同时脱水设备应设有冲洗措施。另外，后道处理工序也影响机型选择。例如，泥渣拉运集中处置时尽可能使其含水率低。6.4.3所需脱水机的台数应根据所处理的干泥量、每台脱水机单位时间所能处理的干泥量(即脱水机的产率)及每日运行班次确定，正常运行时间可按每日1～2班考虑。脱水机可不设置备用。当脱水机发生故障检修时，可用增加运行班次解决。
6.4.4泥水在脱水前进行化学调质，由于泥渣性质及脱水机型式的差别，药剂种类及投加量宜由试验或按相同机型、相似排泥水运行经验确定。
6.4.5脱水机滤液和脱水机冲洗废水中污油和悬浮物含量较高不宜直接回收。7 药剂投配与贮存 7.1 药剂投配
7.1.1采出水处理站应用的药剂种类比较多，常用的有絮凝剂、浮选剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、滤料清洗剂、污泥调质剂、pH调节剂等，每类药剂有多个品种，每个采出水处理站应根据采出水原水的水质特性、处理后水质指标、工艺流程特点进行选用。
杀菌方式除化学杀菌方式外，还有物理杀菌等方式，物理杀菌方式有紫外线、变频、超声波等，目前部分油田已经开始试用物理杀菌或与化学杀菌联合使用，具体采用哪种方式应根据试验，并通过技术经济比较确定。
7.1.2在采出水处理站中投加2种或2种以上药剂时，应进行药剂之间的配伍性试验，防止药剂之间的相互反应，而影响药剂的水
7.1.3同一类药剂有多个品种，药剂的品种直接影响采出水处理效果，而其投加量还关系到采出水处理站的运行费用。为了正确地选择药剂的品种、投加量，应进行室内或现场试验。缺乏试验条件而类似采出水处理站已有成熟的经验时，则可根据相似条件下采出水处理站运行经验来选择。药剂混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反应方式有旋流反应、机械搅拌反应、管道反应器等。对于投加的所有药剂均应有混合设施，对于絮凝剂、助凝剂还应有反应设施。
7.1.4药剂的投加方式大多为液体投加，溶药和配药可采用机械或水力等方式进行搅拌。水力搅拌一般用在药剂投加量小的场合。为防止药液沉淀或分层，应在正常加药时，不停止搅拌。
7.1.5因每种药剂的投加量、配制浓度以及药剂贮罐的容积及台数、固体药剂溶解速度有差异，故配药次数是不相同的，但考虑到操作人员劳动强度及管理等因素，确定每日药剂配制次数不宜超过3次。
7.1.6近年来药剂投加多采用加药装置(泵、溶药罐、控制柜等放在同一个橇上)，节约用地，管理方便。隔膜计量泵除具有普通柱塞计量泵的优点外，还有更强的耐腐蚀性及耐用性。7.1.7采出水处理中投加的各种药剂，投加位置对处理效果有很大影响，各油田应通过试验确定，本条中给出的投药点位置是根据经验确定的，可参照执行。对混合反应有要求的药剂(如絮凝剂等)应设混合反应设施。
7.1.8本条是指同一药剂，投加到不同的水处理构筑物上，应分别设置计量设施，如：一台加药装置可设两台计量泵，也可以在一台加药装置出口的两个分支分别设流量计。
7.1.9盐酸或硫酸具有很强的挥发性和刺激性气味，其挥发的气体具有较强的腐蚀性，因此应密闭贮存和密闭投加。7.2 药剂贮存
7.2.2药剂的贮存时间不宜过长，尤其一些容易失效、变质的液体药剂应根据药剂的特性、环境条件进行确定。8 工艺管道 8.1 一般规定
8.1.1油田采出水中含有原油及挥发性的易燃易爆气体，从安全的角度出发，站内不得采用明沟及暗沟输送采出水。
8.1.2采出水处理站的工艺管道，大部分油田采用的是内外防腐的钢质管道。水质腐蚀性强的油田部分采用玻璃钢等非金属管道。钢质管道内防腐的施工难度大，若内防腐质量不好，易造成净化水输送过程中的二次污染。玻璃钢等非金属管道具有优良的耐腐蚀性能，胜利油田、中原油田、大庆油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺点主要是站内管件多，施工难度大，事故时生产单位无法维修，只能依靠制造厂家，另外工程造价也比钢管稍高。所以采用玻璃钢等非金属管道时，应根据水质及油田的实际情况综合考虑。
8.1.3采出水处理站工艺管道绝对不能与生活饮用水管道连通，以避免污染饮用水系统。用清水投产试运行时，可加临时供水管道，用完拆除。严禁设计时将清水管道接入处理站内的各种构筑物，防止发生污水倒流现象。
8.1.4沉降分离构筑物的收油管是否需要保温和伴热，应根据当地的最低气温与原油的凝固点来确定，北方地区一般当地最低气温比原油凝固点低，因此，北方地区的收油管道应该设保温和伴热。伴热可以采用与热水管伴行或者电热带等形式。
8.1.5为方便地上敷设的工艺管道检修，在工艺管道较低的位置宜设放空口，北方寒冷地区还应设扫线口。
8.1.6含有原油的水的来源主要有泵盘根漏水、化验室排水等，这些水因为含有原油，排入生活排水管道，将会造成排水系统堵塞或可燃气体的富集产生安全隐思。8.1.7
加药管道因为管径比较小，有时还间断运行，因此应考虑防冻问题。当埋地铺设时，有两种办法，一是深埋在冻土层以下，但不利于维修；二是浅埋，但需保温和伴热。具体采用哪种办法，应根据油田的实际情况来确定。
加药管的材质应根据投加化学药剂的性质来确定，具有高腐蚀性药剂一般选择非金属管、不锈钢管或者非金属内衬金属管，但不锈钢管不适合投加氯离子含量高的药剂。8.1.8在穿越道路时，为了防止重型车辆通过将工艺管道损坏，府设保护套管。8.2 管道水力计算
8.2.2关于管道沿程水头损失计算的规定。
由于油田采出水含有的原油、胶质、悬浮固体等各种组分易在管道内壁附着，因此采用以旧钢管和旧铸铁管为研究对象的舍维列夫水力计算公式更为适用，国内各油田采出水(包括原油集输)水力计算一直沿用此公式进行计算，并考虑增加一定的裕量，较好地满足了工程设计的要求。非金属管道可采用海曾·威廉公式计算。8.2.3关于管道局部水头损失计算的规定。
采出水处理站内管道长度较短，沿程水头损失小，但是弯头、三通、四通等管件很多，局部水头损失远大于沿程水头损失，重力式处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)内更是如此，决不可以忽视。站外管道在规划时管道局部水头损失可按沿程水头损失的5%～10%计算，在设计阶段应进行详细计算。
8.2.4各油田对采出水输送管道都是按给水管道进行水力计算的，并且考虑到采出水含油、结垢等因素的影响。这种影响反映出的水头增加以多少为合理，无法作统一规定，大庆油田认为增加10%～20%合适，各油田应根据自己的实际情况确定。
8.2.5采出水处理站中污油管道与原油集输管道性质基本相同，沿程阻力可按现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350中原油集输管道计算。局部阻力可按照《油库设计与管理》计算。
8.2.6为防止污泥在管中淤积，规定压力输泥管最小设计流速。
本条数据引自现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第4.2.8条。8.2.8本条参照国家现行标准《石油化工污水处理设计规范》SH 3095—2000第6.2.6条制定。9 泵房
9.1 一般规定 9.1.1采出水处理站的工作水泵，根据工艺要求不同分为原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵以及反冲洗水泵、回收水泵、污油泵等，应根据用途不同分别选用。选用的水泵机组应能适应水量和水压的要求，并尽量使机组处在高效率情况下运行，同时还应考虑提高电网的功率因数，以节省用电，降低运行成本。采出水处理站分期建设时，厂房可一次建成，各类水泵可分期建设并留有扩建位置。
油田采出水随原油产量及含水率上升而逐渐增加，原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵等可以采用增加泵台数或大小泵搭配的方式适应水量的递增，使水泵在高效区工作。在可能的情况下，为方便管理和减少检修用的备件，选用水泵的型号不宜过多。
9.1.2选用水泵应符合节能要求。当水泵运行工况改变时，水泵的效率往往会降低，故当水量变化较大时，为减少水泵台数或型号，宜采用改变水泵运行特性的方法，使水泵机组运行在高效范围。目前国内采用的办法有：机组调速、更换水泵叶轮或调节水泵叶片角度等，应通过技术经济比较选用。
9.1.4国内油田多处在平原地区，尚没有发生水锤事故的实例。国内供水行业根据调查，近年来由于停泵水锤或关阀水锤导致阀门破裂、泵房淹没、输水管破裂的事故时有发生。国内外在消除水锤措施方面有不少的成功经验。常规做法是根据水锤模拟计算结果对水泵出水阀门进行分阶段关闭以减小停泵水锤，并根据需要，在输水管道的适当位置设置补水、排气、补气等设施，以期消除弥合水锤。
泵房设计时，输水管路地形高差较大或向位于高处的站场输水时，对有可能产生水锤危害的泵房宜进行停泵水锤计算：①求出水泵机组在水轮机工况下的最大反转数，判断水泵叶轮及电机转子承受离心应力的机械强度是否足够，并要求离心泵的最大反转速度不超过额定转速的1.2倍；②求出泵壳内部及管路沿线的最大正压值，判断发生停泵水锤时有无爆裂管道及损害水泵的危险性，要求最高压力不应超过水泵额定压力的1.3～1.5倍；⑧求出泵壳内部及管道沿线的最大负压值，判断有无可能形成水柱分离，造成断流水锤等严重事故。水锤消除装置宜装设泵房外部，以避免水锤事故可能影响泵房安全，同时宜库存备用，以便及时更换。
9.1.5负压吸水时，水泵如采用合并吸水管，运行的安全性差，一旦漏气将影响与吸水管连接的各台水泵的正常运行。
9.1.6水泵吸水管一般采用带有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直径DN不小于1.25倍的吸水管直径。??? 2 吸水喇叭口最小悬空高度E值为：
??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，E=1.O～1.25DN。
??? 3 吸水喇叭口在最低运行水位时的淹没深度F值为： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，F=1.8～2.0DN。
??? 4 吸水喇叭口与吸水井池侧壁净距G=0.8～1.ODN；两个喇叭口间的净距H=1.5～2.ODN；同时满足喇叭口安装的要求。
9.1.7水泵安装高度必须满足不同工况下必需气蚀余量的要求。同时应考虑电机与水泵额定转速差、水温以及当地的大气压等因素的影响，对水泵的允许吸上真空高度或必需气蚀余量进行修正。水泵安装高度合理与否，影响到水泵的使用寿命及运行的稳定性，所以水泵安装高程的确定需要详细论证。
由于水泵额定转速与配套电动机转速不一致而引起气蚀余量的变化往往被忽视。当水泵的工作转速不同于额定转速时，气蚀余量应进行换算。
9.1.8根据技术经济因素的考虑，规定水泵吸水管及出水管的流速范围。9.2 泵房布置
9.2.2本条文是参照现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第5.4.7条制定的。
9.2.5泵房通往室外的门的个数应根据相关防火规范的要求确定，其中一扇门应满足搬运最大尺寸设备。10 公用工程
10.1 仪表及自动控制
10.1.1设计规模较大、工艺流程复杂程度较高的处理站，宜采用计算机控制系统。
设计规模和工艺流程复杂程度适中的处理站，宜采用性能价格比适中的小型计算机控制系统。
设计规模小、工艺流程较简单或低产和边远分散小油田的处理站可酌情采用仪表控制系统。
沙漠油田的处理站，宜采用计算机控制系统，并设远程终端装置(RTU)。10.2 供配电
10.2.1油田采出水处理站是油田的重要用电单位，一旦断电将导致采出水大量外排，不仅污染环境，还可能引发安全事故，因此电力负荷的设计等级应确定为二级负荷。
10.2.2根据不同设备在整个工艺过程中的重要性不同，对主要设备供电等级进行划分，依此选择电气设备。10.3 给排水及消防
10.3.1本条规定是为了避免重复建设或能力过剩所造成的浪费。采出水处理站给水、排水系统应统一规划，分期实施。对于一期工程建成后，二期施工困难或一期、二期同时建设投资增加不多，在技术上更加合理的工程，应一次建设。10.4 供热
10.4.1本条是最大供热负荷的确定。
根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热量，计算出系统最大耗热量(称为最大热负荷)，确定锅炉房规模。
锅炉房自耗热及供热管网损失系数K中包括：
燃油蒸汽雾化用热约占总热负荷的5.5%，油的保温与加热用热约占总热负荷的0.5%，热网损失耗热约占总负荷的5%～10%。
建筑采暖一般是连续供给，K1=1。通风热负荷同时使用系数K2，据现场调查，供热负荷为其计算量的40%～50%，取通风热负荷同时使用系数K2=0.4～0.5。
本规范所提及的生产负荷，通常是用于加热(换热器)、清洗及管道伴热，使用时间及耗热取决于生产。加热负荷一般是连续的，负荷波动较大，管道伴热负荷在冬季是连续的，清洗热负荷是间断的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本条着重强调热水供热系统，供水温度一般不超95℃，原因是蒸汽供热系统比较复杂，跑、冒、滴、漏问题严重，热媒输送半径小，凝结水回收率低，回收成本高，而热水供热系统恰恰与此相反，所以只要工艺没有特殊要求优先采用热水供热系统。
如工艺需用蒸汽伴热、吹扫、清罐和解冻等，锅炉房内应设置蒸汽锅炉，当工艺生产连续用蒸汽时，锅炉房至少应有2台蒸汽锅炉。采暖介质宜选用热水，根据热水负荷情况，可以选用热水锅炉、汽-水换热器以及汽水两用锅炉(一种带内置式换热器的锅炉)。
10.4.3油田用的水套炉和真空相变锅炉采用室外露天布置，在南方炎热地区，许多锅炉也露天布置，近些年来，北方部分地区也将锅炉露天或半露天布置。无论何种布置方式都应遵循“以人为本，安全第一”的设计理念，优先考虑安全，兼顾环保和方便生产运行，做好锅炉机组、测量控制仪表、管道、阀门附件以及辅机的防雨、防腐蚀、防风沙、防冻、减少热损失和噪声等措施，设立必要的司炉操作间，将锅炉水位、锅炉压力等测量仪表集中设置在操作间内，以保证锅炉机组的安全运行。10.5 暖通空调
1O.5.2 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等形式。10.5.3现场调查发现，水处理站化验室可能散发出有害气体，为迅速有效地排除，规定采用通风柜进行局部排风。
10.5.4相对密度小于0.75的气体视为比空气轻，相对密度大于0.75的气体视为比空气重；上、下部区域的排风量中，包括该区域内的局部排风量；地面上2m以内的，规定为下部区域。10.5.5为了满足沙漠地区站场建筑物的通风防沙要求，可采取以下措施：
发生沙尘暴时，站场建筑门窗紧闭，为防止室内负压过大及由此吸入沙尘需设置机械进风系统。设置条件应考虑排风系统的运行情况、建筑物的规模以及沙尘暴的连续时间、发生次数等。
机械进风系统的吸风口宜设在室外空气较清洁的地方，下缘距室外地坪不宜小于2m，且应有过滤设施。过滤器应操作简单、清扫方便。机械进风系统可不设加热装置。进排风口应有防止沙尘进入室内的措施。
站场内建筑物的外窗应采用带换气小窗的双层密闭门，外门应采用单层密闭窗。5 当采用天窗进行自然通风时，启闭机构应操作灵活、方便，且便于清扫沙尘。自控仪表控制室、电子计算机房等防尘严格的场所也可采用正压通风。10.7 建筑及结构
10.7.2除油罐、沉降罐、单(无)阀滤罐等采用钢筋混凝土板式基础，是根据罐底荷载不均和工艺对不均匀沉降的要求，所选用的一种合理基础型式，也是大庆油田多年采用的做法。10.8 道路
1O.8.1 站内道路的分类是参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合站场生产规模和性质综合确定的。
10.8.2本条参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合运输和消防用车的车型特点而定。站场主要通行车辆为4～5t的标准载重汽车，若行驶其他汽车时，其转弯半径的数值可做适当调整。10.9 防腐及保温
10.9.1采出水处理涉及很多种类的构筑物，如调储罐、除油罐沉降罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)、过滤器、各种缓冲罐(池等。采出水具有一定的腐蚀性，其腐蚀性的强弱与水中所含腐蚀性介质的种类和浓度有关，因此钢制构筑物和钢质管道均应进行防腐处理，用于强腐蚀性介质的钢制构筑物还应采取覆盖层和阴极保护相结合的保护方式。具体防腐措施根据工艺条件、介质环境等综合分析后确定，必要时可进行腐蚀检测。11 健康、安全与环境
11.0.1本条是参考国家经贸委《石油天然气管道安全监督与管理规定》和劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T 6276—1997等的相关规定，结合采出水处理工程的特点制定的。
11.0.2、11.0.3 这两条是参考《中华人民共和国环境保护法》等有关环境保护的现行国家法律条文及国家现行的其他相关标准或规定，结合采出水处理工程的特点制定的。附录A、附录B、附录D、附录E
本附录A、B、D、E等同采用现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005。
附录C
本附录C是根据近年来国内各油田应用过滤罐情况，而确定的滤料填装规格及厚度。
条文说明 1 总则
1.0.3油田采出水处理后主要是用于回注到地下油层，其他用途目前主要是指稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水。当采出水经处理后用于其他用途或排放时，对以原油及悬浮固体为主的预处理(以下简称预处理)系统的设计可参照本规范执行。
1.0.4各油田产生采出水的时间不同，有的油田开发初期不含水，有的油田因初期水量小而用于掺水或拉运至其他采出水处理站处理时，采出水处理工程可以缓建。2 术语
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。
本章所列术语，大多是参照国家现行标准《石油工程建设基本术语》SYJ 4039和现行国家标准《给排水设计基本术语标准》GBJ 125的名词解释确定的，并结合油田采出水处理生产发展的实际做了适当完善和补充。
2.0.9采出水处理站外部来水是指原油脱水系统来水、洗井废水回收水、分建采出水深度处理站反冲洗排水回收水等。不包括采出水处理站内部回收水，如反冲洗排水、污泥浓缩上清液、污泥脱水机滤液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介质的密度差进行重力沉降分离的处理构筑物，因此同属一种类型，以去除水中原油为主要目的，习惯上称作“除油罐”。事实上采出水中不仅含有原油，也含有较多的悬浮固体，悬浮固体的去除远比去除原油困难得多，油田注水水质标准对悬浮固体的要求也比对原油的要求严格。在沉降分离构筑物中只提出“除油罐”这一术语，不符合采出水处理的实际情况。本规范提出“沉降罐”这一术语，是为了适应油田采出水处理技术发展的要求，它本可代替“除油罐”这一术语，但考虑到“除油罐”这一术语在油田使用多年，在采用两级沉降分离构筑物的处理流程中，第一级往往是主要去除水中原油，所以还有其存在的价值。本规范保留“除油罐”这一术语，并对该术语进行重新定义。
除油罐或沉降罐有立式和卧式两类，卧式多为压力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收储存过滤器反冲洗排水的构筑物，也可接收储存其他构筑物能够进入的自流排水，如检修时构筑物的放空排水等。3 基本规定
3.0.1采出水处理工程是油田地面建设不可缺少的组成部分，其原水来源主要是原油脱水，其次是洗井废水和其他污水。因此采出水处理工程建设规模必须与原油脱水工程相适应。建设规模适应期宜为10年以上是根据国家现行标准《油气田地面建设规划设计规范》SY 0049的规定，并与现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350相一致。采出水处理工程建设最终规模应以“油田地面建设总体规划”为依据确定，是否分期建设，应根据油田生产过程中原油综合含水率的上升情况，综合考虑技术经济因素确定。
3.0.2采出水处理工程设计，应适应油田开发的要求，积极慎重地采用经过试验和验证的、行之有效的先进工艺、设备和新的科研成果。同时根据采出水性质、注水水质标准和油田所处地区的自然环境等条件，进行多方案的技术经济比较，确定采出水处理工艺。
3.0.3本条是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350规定的，但各油田可根据采出水水质特性、集输工艺及生产管理情况制订相应的指标。
3.0.4处理后用于油田注水，水质必须达到注水标准，以利油层保护。若用于其他目的时，如稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水或采出水处理后排放等，则应符合相应的后续处理工艺对预处理水质要求。
3.0.5本条规定主要是为了减少采出水的乳化程度，并节省动力。洗井废水的杂质含量很高，直接输入流程会对采出水处理系统的冲击太大，影响净化水的水质，所以洗井废水宜设置适当的预处理设施，经预处理后输至调储罐或除油罐(或沉降罐)前。
3.0.6油田采出水原水供给一般是不均衡的，主要表现在水量(水量时变化系数大于1.15)或水质的较大波动上，经常造成采出水处理站水质达标困难，通过调节原水水量或水质的波动，使之平稳进入后续处理构筑物，不仅可以减小采出水处理站建设工程量，还能提高处理后水质的合格率。在原水水质、水量波动不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分离或原油脱水站有污水沉降罐时，可不设调储设施。
3.0.7本条规定主要是为了准确地了解采出水处理站的实际运行情况，进而评价处理工艺的运行效果，为生产管理提供便利。当原水来源或净化水用户大于1处时，应单独设置计量设施；也可在处理流程中间各段出口设置计量设施，以利于检测中间各段处理构筑物的处理效果。
3.0.8防爆分区划分应执行国家现行标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》SY/T 6671的有关规定。防爆要求应执行国家或行业的相关规范、标准及规定。
根据各油田多年经验，采出水处理站的某些场所有油气聚集，如沉降罐阀组间、除油罐阀组间、气浮机(池)厂房(气浮机在室内)及操作间(气浮机在室外)、污油罐阀组间、污油泵房、天然气调压间等场所的用电设备应防爆。对于采用天然气密闭流程，当滤罐的排气口设在室内时，室内的用电设备应防爆。
3.0.9流程的灵活性将给生产管理带来很大的方便，因此在工程设计中采取一定的措施是必要的。
主要处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)的数量不宜少于2座，当需要检修或清洗时，可分别进行，不致造成全站停产。但对处理量小、采出水全部水量能调至邻近站或本站内设置有事故罐(池)，在构筑物检修时造成全站停产或部分停产，避免污水外排污染环境，此时可设1座，但事故罐(池)的容积应满足停产检修期间储存水量的要求。
在检修动火时，油田上曾多次发生过由于隔断措施不利，造成沉降罐着火、伤人事故。现行检修隔断措施大多采用在构筑物进口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。应该特别提醒的是，仅仅关闭构筑物上的有关阀门起不到隔断作用，因为经过一段时间韵使用，阀门大多数关闭不严。?? ??3 站与站之间的原水用管道连通，可以调节处理站之间的水量不平衡。同时一旦某站发生事故或维修，采出水原水可部分或全部调至其他站处理，做到不外排、不污染环境。3.0.10采出水处理站易产生污泥的构筑物有调储罐、沉降罐、除油罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)等。
污泥对采出水处理系统的危害很大，如果不排泥，会恶化水质，降低处理效率，净化水中悬浮固体含量很难达到注水水质标准。
3.0.11油田采出水处理工艺根据处理后去向不同(主要包括回注油层、稠油采出水处理后用于蒸汽发生器给水预处理和处理后达标外排预处理等)，采用的处理方式及工艺不同或不完全相同。不管采用何种方式及工艺，都应根据原水的特性以及净化水的水质要求，在试验的基础上，通过技术经济对比确定。在确保采出水处理后水质的条件下，应尽量简化处理流程。
采出水用于回注的处理工艺，主要是指将原水经处理后达到油田注水水质标准的构筑物及其系统，根据回注油层的渗透率不同，所采用的沉降或离心分离及过滤级数也不同。油田常用的沉降或离心分离构筑物有沉降罐、除油罐、气浮机(池)、水力旋流器等，过滤构筑物有石英砂过滤器、多层滤料过滤器(石英砂磁铁矿双层滤料过滤器、海绿石磁铁矿双层滤料过滤器等)、核桃壳过滤器、改性纤维球过滤器等。
3.0.12原中国石油天然气总公司编写的《低产油田地面工程规划设计若干技术规定》中对低产油田的定义如下：“油层平均空气渗透率低于50×10-3μm2、平均单井产量低于10t/d的油田；产能建设规模小于30×104t/a的油田”。
低产油田一般均实行滚动开发，其工程适应期比一般油田短，大部分油田的产能建设工程不到5年就要调整改造。因此，低产油田采出水处理工程设计，应结合实际，打破传统界限，尽量简化工艺，缩短流程，降低工程投箕和生产成本。
3.0.13 本条是针对国内沙漠油田的气候、环境、管理等特点，结合国内沙漠油田的运行经验制定的。3.0.14
稠油(包括特稠油和超稠油)油田的开发，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驱方式开采，稠油采出液一般采用热化学重力沉降脱水工艺，因此污水处理站原水温度较高(稠油脱出水温度在50～65℃之间，特稠油和超稠油脱出水温度在70～90℃之间)，具有较高的热能利用价值。另外，蒸汽发生器用水量很大，国内外已有成熟的采出水蒸汽发生器给水处理工艺。因此，稠油采出水应首先考虑用于蒸汽发生器给水，不但可以实现污水的循环使用，还可以充分利用稠油采出水的热能，节约蒸汽发生器燃料消耗。
稠油特别是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化严重。在处理过程中，污油是上浮还是下沉，应根据投加化学药剂种类和处理工艺确定。另外污油黏在处理设备和管道内壁上很难脱落，所以在选择处理工艺和设备时要充分注意，特别是污油的收集，要有行之有效的解决办法。
如果净化水是用于蒸汽发生器给水，应注意污水系统的保温；如果净化水是用于注水或外排，可以根据实际情况考虑热能综合利用。
由于稠油采出水处理系统分离出的污油含杂质较多，如果直接回到原油脱水系统，对原油脱水系统的正常运行影响较大。根据辽河油田原油脱水运行要求，稠油采出水处理系统分离出的污油宜单独处理。’
在稠油采出水回用蒸汽发生器给水处理工艺中，预处理部分的设计(主要包括调储、沉降分离和过滤)按本规范执行，深度处理部分的设计(主要包括软化、除硅以及后处理)应按国家现行标准《稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范》SY/T 0097的有关规定执行。
3.0.15滩海陆采油田由于地处滩海区域，所处的自然环境比较恶劣，例如：空气湿度大、含盐量高、腐蚀性强，风大，易受海浪影响，人员逃生困难。所以为保证安全生产，站内需配备一定数量的救生设备，如救生圈、救生衣等，配备数量可以参考国家现行标准《滩海陆岸石油作业安全规程》SY/T 6631—2005；同时对设备、阀门、管件、仪表及各种材料提出适应恶劣环境的要求，即在使用中无安全隐患，保证适当的使用寿命。由于滩海陆采油田采出水处理站标准较陆上油田高，投资大，为节省投资，提出尽量依托陆上油田已有设施的要求。4 处理站总体设计
4.1 设计规模及水量计算
4.1.2 Q4中不包含回收的场区初期雨水量。场区初期雨水如要回收宜单独处理。
4.1.3根据式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，参与运行的构筑物增加的水量越少，连通管道管径的增加量越小，水质达标保证率越高，但工程投资增加越多，需要经过技术经济比较确定。
有条件向其他采出水处理站调水的处理站，校核水量可按下式计算：
? 式中Qd——脱水系统向其他采出水处理站调出的水量(m3/h)。
洗井废水也可送至其他站处理，此时设计计算水量按下式计算：
Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)
但在检修时向外调水或洗井水送至其他站处理的条件在设计时必须预先确定。4.2 站址选择
4.2.1站址的选择，在整个设计中是一个重要的环节，如果站址选择不当，将会造成生产运行长期不合理。采出水处理站的建设应严格遵守基本建设程序，必须根据主管部门审查批准的油田地面建设总体规划，以及所在地区的城镇规划，进行站址选择工作，同时要兼顾外部管道的走向。
4.2.4采出水处理站与原油脱水站或注水站联合建设，组成联合站，是各油田普遍采用的一种布站方式。其优点是工艺衔接紧凑，生产管理集中，公用设施共用，从而节省投资，节约能源，减少占地。
4.2.6站址的选择要充分考虑外部系统条件，尽量靠近水源、电源、热源、公路，应做好优化比较，确定一个技术经济合理的站址。4.3 站场平面与竖向布置
4.3.2本条土地面积有效利用率是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005中11.3.2条的规定确定的。
4.3.3对生产设施的布置除应和工艺流程相一致外，还应考虑物料流向、生产管理、安全防火、设备维修等因素，应尽量避免管网多次交叉、物料多次往返流动，应充分利用压能和热能，避免重复增压和重复加热。辅助生产设施应靠近站场出入口布置，如仪表值班室、值班休息室等生产、生活人员集中的建筑物等，可避免生产、生活人员进入生产区影响生产区的安全。为了减少占地、降低投资，集中处理站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置，如含油污水处理工艺中的污油回收罐可以同脱水工艺中的事故油罐布置在同一个防火堤内。
4.3.4变电室的布置应考虑进出线方便。靠近站内主要用电负荷可节省电缆，减少功率损耗。站场内的变电室布置在场区一侧，可以减少站场用地，并有利于安全生产。4.3.5本条文说明的是道路的设计原则，具体要求见本规范10.8。
另外，采出水处理站药剂投加品种多，投加量大，运送药剂的车辆进、出站次数多，道路设计时应考虑药剂运输的问题。污泥作为采出水处理过程的副产物，站内很难消化处理，一般需要外运处置。为方便药剂、污泥的拉运，站内宜设药剂、污泥拉运专用道。
4.3.6设置围墙是为了保证生产安全和便于生产管理。对于规模很小，站场周围人烟稀少的处理站可不设围墙。围墙的高度2.2m是一般站场的常用值，对于有特殊要求的地区，应根据实际情况加高或降低围墙高度。
4.3.7有组织的排水方式主要有明沟和暗沟(管)。明沟排水卫生条件差、占地多，但投资省，易于清扫维修。暗沟(管)则相反，其投资大，但清扫维修次数少，比较卫生、美观，占地少，便于穿越通行。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，降水很快蒸发或渗入地下，因而不需要设地面排水系统。4.3.8
湿陷性黄土地区：主要特点是大孔隙、湿陷，竖向设计时防止湿陷的主要办法是保持必须的地面坡度，不使场地积水，坡度不小于0.5%；存放液体和排放雨水的构筑物，应采用防渗结构和防水材料。站场出现两种不同等级的湿陷性黄土时，禁止在不同等级的湿陷性黄土上布置同一建(构)筑物，但为联系用的道路除外。
岩石地基地区：尽量减少挖方，以降低工程难度，宜采用重点式阶梯布置方式。路槽开挖宜与场地平土同时进行，近远期基槽宜同时开挖。软土地区：沿江、河、湖、海等水边围堤建设的站场，地基多为淤泥质沉积黏土，压缩性高，含水量大，该地区的蒸发量往往大于降水量，表层土比下层强度高，不宜挖方。地下水位高的地区：挖方会造成基础防水费用增加，对地下构筑物不利，需要加大基础的重量以克服浮力。
盐渍土地区：盐渍土在干燥状态下为强度比较高的结晶体，遇水时盐晶溶解，强度很低，压缩性强，吸水后，由于地表蒸发快，常有一层盐霜或盐壳，厚度在几厘米到几十厘米不等；盐渍土在吸水前后的工程性质差别大，缺乏稳定性，不能直接在上面做基础；盐渍土对混凝土和金属材料具有腐蚀性，在地下水作用下易腐蚀地基。盐渍土地区的基础应作防腐处理，一方面防止地下水渗透腐蚀，另一方面要防止管道泄漏腐蚀。采用自然排水的场地设计坡度不宜小于0.5%。
4.3.11充分利用地形的目的是为了降低能耗、节省投资。4.4 站内管道布置
4.4.1这是管道综合布置的一般原则，管道是采出水处理站的主要组成部分，因此在处理站内总图设计中，特别是规模较大、工艺较复杂的站，应结合总平面布置、竖向布置统一考虑各种管道的走向，使其满足生产需要、符合防火安全要求。站内管道综合布置不只是考虑平面布置，同时还应考虑竖向布置及站容美观。
4.4.2站内管道的敷设一般有三种形式：埋地、地上(架空或管墩)及管沟。采用何种敷设方式，应根据条文中提出的因素综合比较后确定。
如果场区地下水位较高(随季节波动)，管道埋地将使金属管道经常处于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蚀机会和程度。施工时也需采取降水措施，增加施工费用。
管道埋地敷设需开挖沟槽，如工程地质条件差，为防止沟槽壁塌方，需放坡扩大开挖面，增加场区面积，增加工程投资。
“水力高程”是指各构筑物(罐或池)的设计自由水面或测压管(对压力构筑物而言)水面标高，组成工艺流程的一些构筑物，如调储罐、沉降罐、气浮机(池)、污油罐、回收水罐(池)、缓冲罐(池)等，是采用罐还是采用池(一般为地下式或半地下式)，水力高程条件如何，直接影响管道敷设方式。地上钢制矩形池或混凝土池将因受力条件不利，而增加工程投资。
地上管道维护管理比埋地管道方便。
综上所述，在各构筑物水力高程条件允许时，主要工艺及热力管道宜地上敷设。
供水管道属于压力管道，地上敷设时，因水温低需防冻，若伴热保温，会使水温升高引起水质改变，不利于使用。自流排水管道，因收集器的标高低，管中水流靠管底坡度流动，地上敷设易冻堵等，应埋地敷设。加药管道管沟敷设比埋地敷设维修方便。
另外，场区仪表、电信、供配电电缆应尽量随工艺管道地上 4.4.5本条是对地上管道安装高度的要求：
规定架空管道管底标高不宜小于2.2m是考虑操作人员便于通行，管墩敷设时管底距离地面高度不宜小于0.3m是考虑维修方便。
当管廊带下面有泵或设备时，主要是考虑便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊带下部的设备较高时，应视具体情况而定，以满足设备检修及日常操作为准。管道与设备之间，应有必要的净空。
4.4.6道路垂直净距不宜小于5.5m，是考虑大型消防车通过以及处理站内大型设备(如滤罐)整体运输的需要。有大件运输要求的道路，其垂直净距应为车辆装载大件设备后的最大高度另加安全高度。安全高度要视物件放置的稳定程度、行驶车辆的悬挂装置等确定。现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22—87规定的安全高度为0.5～1.0m。4.5 水质稳定
4.5.1对于高矿化度的采出水，氧是造成腐蚀的一个重要因素。氧会急剧加速腐蚀，在有硫化氢存在的采出水系统中，氧又加剧了硫化物引起的腐蚀。氧是极强的阴极去极剂，这使阳极的铁失去电子变成Fe2+，与OH-结合而成为Fe(OH)2，并在其他因素的协同下造成较强的氧浓差电池腐蚀。由金属腐蚀理论可知，随着采出水pH值的降低，水中氢离子浓度的增加，金属腐蚀过程中氢离子去极化的阴极反应增强，使碳钢表面生成对氧化性保护膜的倾向减小，故使水体对碳钢的腐蚀性随其pH值的降低而增加。
据资料介绍，在高矿化度的采出水中，如果溶解氧从0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蚀速度增加5倍；如果达到1.90mg/L，其腐蚀速度则增加20倍。
如中原油田采出水，矿化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同时含有CO。和H2S等气体，在流程未密闭之前，腐蚀情况十分严重，均匀腐蚀率一般在0.5～O.762mm/a，点蚀率高达5.6mm/a。文一联采出水处理站投产8个月，缓冲罐及工艺管道即出现穿孔，有的部位重复穿孔，最严重的一周穿孔三次，最大穿孔面积2cm2。注水泵叶轮使用最短的时间为15d，一年换一次泵。该站1979年建设，在1985年拆除。
胜利油田也属高矿化度水，因溶解氧的存在导致腐蚀很严重，辛一联投产后6个月，站内管线开始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵运行3个月，叶轮、口环等就腐蚀得残缺不全。
1982年中原油田用天然气对文一联采出水处理站的开式构筑物进行密闭隔氧，取得了比较理想的效果。密闭后，沉降罐出水的溶解氧含量由密闭前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，滤后水溶解氧降至0～0.03mg/L，滤后挂片腐蚀率由原来的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2
采用天然气密闭系统，曾在油田发生过安全问题。自力式调节阀调压系统排放的天然气会污染环境，同时可能引发安全问题。因此本规范推荐优先采用氮气作为密闭气体。采用天然气密闭时宜用干气，在北方天然气管道如果有水，易冻结，给密闭工作带来影响，严重时可能引发事故。
天然气、氮气等的流程密闭，不是简单地在常压罐内的液面上通入气体，而是要求气体隔层必须随液位变化而变化，以保持规定的压力范围。常压罐顶的设计压力一般为-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密闭气体的运行压力严禁超过此值。这就要求有一套完善的调压系统，一般在气源充足时，利用调压阀并辅以仪表控制进行调压。利用调压阀调节时，一般分二级调压，如天然气由干气(或湿气)管道引入采出水处理站设调压阀(第一级)，第二级调压为在密闭罐进气、排气管道采用自力式调节阀，通过对罐内气相空间补气、排气，保持气相空间的运行压力在设定范围。没定范围为588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一类调压是采用低压气柜。调压阀调压的优点是设备仪表少，气体管径小，工艺简单；缺点是向大气排放天然气，安全性能差。低压气柜与密闭常压罐气相空间连通，由其补气和接受排气。低压气柜调压系统优点是不向系统外排气，安全性高，不污染环境；缺点是气柜加工精度高，投资高。总之，选用何种调压方式，应根据实际情况，经过安全、技术、经济比较确定。天然气密闭流程中要注意防止天然气与空气混合，否则易引起爆炸。在正常情况下，是不会遇到这种混合物的，可是当罐充气时很可能产生上述爆炸性混合物。在投产时应特别注意安全问题，在向密闭罐引入天然气前，先不使用调压装置来置换空气。为了尽可能彻底置换空气，各罐的空气排出口应与天然气进口对称布置，并采用最大距离。
罐顶的耐压等级一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。
呼吸阀为一级保护，调压范围可定为-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全阀为二级保护，压力限值可定为1863.9Pa(190mmH2O)。
在正常生产运行过程中，密闭的常压罐与大气相通的管道，如溢流管道和排油管道等设置水封，是为了保证系统正常密闭，避免气相空间气体泄漏，影响正常生产或发生事故。同时，水封装置应设置液面指示及补水设施。
天然气管道不能积水，主要是从安全的角度考虑。特别是寒冷地区，管道内积水结冰，可能引发恶性事故。
密闭系统对于处理过程的自动保护意义十分重要，在生产过程中，一旦工艺参数异常，就可能发生重大恶性事故。如当缓冲罐内液位过低时，水泵可能吸入天然气，发生爆炸危险，因此，要有一整套完善的信号联锁自动保护系统。
4.5.3由于油层对注入水的排异性，注水势必对油层造成一定程度的损害，其常见类型有速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏等。由于pH值低而引起严重腐蚀时，投加碱性药剂调高pH值，可能会导致油层碱敏性伤害。碱敏性伤害机理主要是指碱性工作液进入储层后，与储层岩石或储层液体接触，诱发黏土微结构失稳，有助于分散、运移发生，其次是OH-所带来的沉淀，造成渗透率下降损害地层。所以要求采用调节pH值工艺时应首先对注入区块地层做岩心碱敏性试验，确定注入水临界pH值，以降低对油层的伤害。
加碱性药剂提高pH值的主要目的是减缓腐蚀、沉淀盐垢、净化水质；其次是改变水质环境，有利于抑制细菌的繁殖，该方法与采出水药剂软化处理工艺相近，但并非希望盐垢更多的析出，因为Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻碍回注，但是与C032-、OH-生成沉淀物会增加排污量和污泥处置的困难。大量污泥出现，又无妥善处置污泥办法，会对周围环境产生二次污染。所以要求筛选出的pH值调节药剂需与混凝剂、絮凝剂配伍性能好，产生的沉淀物量最少，易投加。5 处理构筑物及设备 5.1 调储罐
5.1.1水量变化是由脱水系统水量变化引起的。应积累已建站脱水系统来水水量变化资料绘出时变化曲线，选取具有代表性的变化曲线(调储罐出水为一日内的平均小时流量)为计算提供依据。2～4h设计计算水量是各油田采出水处理站设计多年积累的经验数据，供缺少实测资料时选取。
5.1.3因为采出水在调储罐内有效停留时间一般为2～4h，原油会在罐内顶部累积，因此应定期收油，设加热设施可以保持原油冬季良好的流动性，便于收油。同时调储罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用调储容积及恶化水质。
调储罐防火要求参照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183有关污水沉降罐的相关规定执行。5.2 除油罐及沉降罐
5.2.1本条给出常压立式沉降罐及除油罐的设计参数参考值，其中，水驱采出水技术参数是根据胜利油田、辽河油田、大庆油田等油田多年应用经验及效果而确定的，聚合物驱采出水技术参数是根据大庆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。稠油采出水技术参数是根据辽河、新疆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。当采用两级沉降分离时，除油罐应设在沉降罐前。
5.2.4现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。
5.2.6目前常用的排泥技术主要有静压穿孔管和负压吸泥盘等，各种排泥方式有不同的适用条件和特点，可根据具体情况选用。5.3 气浮机(池)5.3.1气浮机是利用向水中均匀加入微小气泡携带原油及悬浮固体细小颗粒加快上浮速度的原理实现油、水和悬浮固体快速分离的设备，对原油及悬浮固体颗粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水处理较其他沉降分离构筑物具有明显的优势。5.3.2气浮机有多种类型：
主要区别在于加气、布气方式不同而导致结构、加气、布气系统各异，产生的气泡颗粒直径及均匀性有差别，能耗、管理及维护方便与否也不同。因此，根据采出水的性质，选择何种类型的气浮机(池)，应通过试验，经技术经济比较确定。
气浮机(池)的气源，有空气、天然气和氮气等。高矿化度污水中含有溶解氧而导致严重腐蚀时，不宜用空气做气源；用天然气做气源，应注意安全及环保问题；用氮气做气源，系统投资较高。选择何种气源，应根据具体情况，经技术经济比较确定。
5.3.3本条是考虑当需要检修时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.3.4选用气浮机(池)处理采出水时，应使用适合于所处理采出水性质的有效药剂。不用药剂或药剂选用不当，气浮的除油效率很低(根据大庆油田的经验，不加药剂，气浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效适用药剂，可使气浮的除油效率达到90%以上)。
5.3.5根据各油田多年实际经验，气浮机(池)由于停留时间短，缓冲容积小，抗冲击性负荷的能力较差，因此在气浮前，宜设置调储罐或除油罐。根据国内外油田多年应用经验，气浮机(池)适宜于含油量小于300mg/L且原油颗粒直径小的采出水处理。5.4 水力旋流器
5.4.1水力旋流器的功能是油水分离。水力旋流器在与气浮机(池)、沉降罐等配合使用时，水力旋流器应放在气浮机(池)、沉降罐前。
5.4.2水力旋流器于20世纪80年代中期面世，与除油罐相比，在相同处理量的条件下，其优点为：占地面积小；重量轻；流程简短，易于密闭。其缺点为：原水乳化程度高时处理效果差；能耗高；对悬浮固体去除效果差。
采出水水质特性直接影响到旋流器的处理效果，因此在采用旋流器处理采出水时，应先进行采出水水质特性试验，然后在试验的基础上确定旋流管的结构和单根处理量，最后确定单台旋流器的处理量及适应处理水量变化的组合方式。
5.4.4本条对提升泵类型的推荐是为了避免对采出水的激烈搅拌而导致油滴破碎，增加分离难度。5.5 过滤器
5.5.1油田采出水处理中采用的过滤器类型较多，根据承压能力的不同，可分为重力式过滤器、压力式过滤器；按填装的滤料分，有单层滤料过滤器、双层滤料过滤器(石英砂+磁铁矿或海绿石+磁铁矿)、多层滤料过滤器(无烟煤+石英砂+磁铁矿)、核桃壳过滤器和改性纤维球过滤器等。重力式过滤器(如单阀滤罐)单台处理量大，同等设计规模的采出水处理站，使用台数少，适合设计规模大的处理站使用；与除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差进行重力过滤，既节能又不增加采出水的乳化程度，但对含聚合物或胶质含量高的采出水，由于工作水头和反冲洗水头低，工作周期短，不宜采用。
压力式过滤器由于过滤及反冲洗时采用泵增压，工作水头及反冲洗水头高，对含聚合物的采出水处理适应能力强，近年大庆油田的含聚污水处理站，已建重力式过滤器已改为压力式过滤器。但受罐直径限制(dmax=4.Om)，同等规模的处理站与重力过滤器相比台数多，投资高，适用于规模较小的处理站选用。填装各种不同滤料的过滤器各有特点，各油田已有丰富的使用经验。
近年来，油田深度处理工艺应用的精细过滤器比较多，选用时应按具体情况，根据经济技术比较确定。
5.5.3过滤器的设计滤速是按一台过滤器反冲洗或检修时，其余过滤器承担全部水量的情况确定的。
5.5.4改性纤维球过滤器在开始过滤时必须压紧，表中所列滤速为压紧后正常过滤的滤速。5.5.5采出水的特点是水中含油量较大，滤层截留的污物中，原油占很大的比例。原油与滤料颗粒之间结合较“紧密”，用具有一定温度的净化水冲洗，才能保证滤层的反洗效果。同时，利用水、气联合反冲洗，效果明显优于单一水洗。
对含聚合物的采出水处理滤料采用正常水冲洗的方式难以洗净，用定期投加滤料清洗剂的方式，可以改善滤料清洗效果。
5.5.6采用变强度反冲洗是为了避免初始反冲洗强度过大，滤料层整体上移，造成内部结构损坏、跑料。因此，在工程设计中需进行反冲洗自动控制，阀门宜采用电动或气动。冲洗方式、冲洗强度及时间应通过试验或参照相似条件下已有过滤器的经验确定。5.5.7常用滤料应符合国家现行标准《水处理用滤料》CJ/T 43—2005及当地油田制定的相应标准。
水处理常用滤料主要有无烟煤、石英砂、磁铁矿、核桃壳等，其中无烟煤、石英砂、磁铁矿应符合国家现行标准CJ/T 43—2005的要求，核桃壳滤料可参考大庆油田的企业标准(见表1)。
表1 大庆油田核桃壳滤料的参数及指标
序号参数指标1含泥量≤2%2盐酸可溶率≤3.5%3皮壳率≤O.3%4破碎率+磨损率≤3%5杂质率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒径颗粒含量≤5%大于指定上限粒径颗粒含量5.5.8附录C中滤料及承托层的组成为大庆油田制订的企业标准。
5.5.9大阻力配水系统和小阻力配水系统的配水、集水均匀性均较好，但大阻力配水系统反冲洗水头损失大，动力消耗大，不适于冲洗水头有限的重力式过滤器，否则需设冲洗水塔或高架水箱，因此本条推荐重力式过滤器采用小阻力配水系统。
油田常用的压力过滤器采用大阻力配水系统，泵加压反冲洗，能保证滤料的反冲洗效果，尤其是对含有聚合物(PAM)或胶质、沥青质含量较多的采出水(对滤料的污染较为严重)适用，因此本条推荐压力式过滤器宜采用大阻力配水系统。5.6 污油罐
5.6.1本条给出了污油罐有效容积计算公式，选择储存时间t时，应与污油罐容积一起考虑。5.6.2污油罐内设置加热盘管，罐体设置保温，都是为了保证污油的良好流动性，使油泵正常工作。污油罐底部设排水管，是为了放掉罐内下部的底水，尽量保证油泵少输水，减少对脱水器的冲击。设置看窗，可观测和检查放水的情况。
5.6.3本条规定中所给出的是污油罐加热所需热量的计算公式。如果对沉降罐(或除油罐)、回收水池等构筑物内的污水或污油加热时，参考《油田油气集输设计技术手册》的有关章节。5.6.4通过泵将污油罐中含有大量污水的污油，输送至原油脱水站进站阀组，与采出液相混合，进行重新处理。连续均匀输送是为了不对原油脱水系统产生冲击。
5.6.5根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.6条规定“容积小于或等于200m3，并且单独布置的污油罐，可不设防火堤”，同时根据8.4.2条第二款、8.4.5条第三款规定，容积不大于200m3的立式油罐可采用移动式泡沫灭火系统，单罐容量不大于500m3的固定顶油罐可设置移动式消防冷却水系统，所以推荐污油罐容积不大于200m3，可降低工程投资。污油罐进罐管道设通污油泵进口的旁路管道，是防止采出水处理站在污油罐检修时停止生产。5.7 回收水罐(池)5.7.1过滤器的反冲洗一般为批次进行，每个批次冲洗过滤器的台数应尽可能相同或相近。每日宜按1～3批次冲洗过滤器，每批次间隔时间应相同，其中过滤器最多批次的排水量为过滤器反冲洗最大排水量。进入回收水罐(池)的其他水量W2是指与过滤器反冲洗最大排水量同一期间进入的其他水量。
5.7.2此条主要是从回收水池清泥、回收水罐排泥及检修的角度考虑。
5.7.4压力过滤流程采用回收水罐与采用回收水池相比，可节约占地，节省工程投资。重力式过滤器，如：单阀滤罐反冲洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保证足够的反冲洗水头，回收水池中排泥设施可以采用负压吸泥盘。
5.7.5当反冲洗排水水质好时(与原水水质接近)可进入回收水罐(池)直接回收；当反冲洗排水水质比较差时，如三元复合驱采出水处理站的反冲洗排水，应进入排泥水系统与排泥水一并处理，处理后的水质优于或接近原水时再回收，这样做有效地避免了水质恶性循环。5.7.7污水回收宜均匀连续输至调储罐或除油罐前，回收时间宜大于16h，避免对主流程形成较大的水量水质冲击。5.8 缓冲罐(池)5.8.2本条是考虑当需要检修和清洗时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据油田实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.8.3滤后水缓冲罐(池)兼作反冲洗水储水罐(池)，罐(池)的容积较大，水在罐(池)中的停留时间较长，在北方高寒地区，冬季环境气温较低，水温下降较快，为保证反冲洗效果可酌情考虑做保温。
5.8.4缓冲罐(池)运行一段时间，其上部积有一定厚度的原油，设计时应考虑收油设施。视罐(池)内水温、油品性质情况，可设置简易收油设施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水处理及泥渣处置 6.1 一般规定
6.1.1反冲洗排水是否进入排泥水处理系统由本规范第5.7.5条确定。6.1.3排泥水处理过程中分离出的清液连续回收时间宜大于16h，避免对主流程产生冲击影响水质。如回收的清液水质较差时，也可排入排泥水调节罐(池)与其他排泥水一起处理。6.1.5当采出水处理站构筑物排泥水平均含固率大于2%时，一般能满足大多数脱水机械的最低进机浓度的要求，因此可不设浓缩工序。6.2 调节池
6.2.1调节池与回收水罐(池)合建时，反冲洗排水水量大、持续时间长，其他构筑物排泥时，与反冲洗排水在时间上会重叠；调节池单独建设时，构筑物排泥时间可以不重叠，因此可以只考虑排泥水量最大的构筑物的一次排泥水量。6.2.2设扰流设施的目的是防止污泥在池中沉积。
6.2.3调节池出流流量应尽可能均匀、连续，是为了满足后续处理构筑物连续稳定运行的需要。
6.3 浓缩罐(池)6.3.1目前，在排泥水处理中，大多数采用重力式浓缩罐(池)。重力式浓缩罐(池)的优点是运行费用低，管理较方便；另外由于池容大，对负荷的变化，特别是对冲击负荷有一定的缓冲能力。如果采用其他浓缩方式，如离心浓缩，失去了容积对负荷变化的缓冲能力，负荷增大，就会显出脱水机能力的不足，给运行管理带来一定困难。目前，国内外重力沉降浓缩罐(池)用得最多。国内重力浓缩罐(池)另一种形式斜板浓缩池罐(池)也开始使用。
6.3.2每一种类型脱水机械对进机浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，例如：板框压滤机进机浓度可要求低一些，但一般不能低于2%。
6.3.3浓缩罐(池)面积一般按通过单位面积上的固体量即固体通量确定。但在入流泥水浓度太低时，还要用液面负荷进行校核，以满足泥渣沉降的要求。固体通量、液面负荷、停留时间应通过沉降浓缩试验确定或者按相似工程运行数据确定。
泥渣停留时间一般不小于24h，这里所指的停留时间不是水力停留时间，而实际上是泥渣浓缩时间。大部分水完成沉淀过程后，上清液从溢流堰流走，上清液停留时间远比底流泥渣停留时间短。由于排泥水从入流到底泥排出，浓度变化很大，例如，排泥水入流浓度为含水率99.9%，经浓缩后底泥含水率达97%。这部分泥的体积变化很大，因此，泥渣停留时间的计算比较复杂，需通过沉淀浓缩试验确定。一般来说，满足固体通量要求，且罐(池)边水深有3.5～4.5m，则其泥渣停留时间一般能达到不小于24h。
对于斜板(斜管)浓缩罐(池)固体负荷、液面负荷，由于与排泥水性质、斜板(斜管)形式有关，各地所采用的数据相差较大，因此，宜通过小型试验或者按相似排泥水、同类型斜板数据确定。6.3.4重力浓缩罐(池)的进水原则上应该是连续的，当外界因素的变化不能实现进水连续时，可设浮动收液设施收集上清液，提高浓缩效果，成为间歇式浓缩罐(池)，宜设置加药搅拌设备。6.4 脱水
6.4.1脱水机械的选型既要适应前一道工序排泥水浓缩后的特性，又要满足下一道工序泥渣处置的要求，由于每一种类型的脱水机械对进水浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，同时要考虑所含原油对脱水率的影响，因此，前道浓缩工序的泥水含水率是脱水机械选型的重要因素。例如，浓缩后泥水含固率仅为2%，且所含原油对滤网透水性的影响较小时，则宜选择板框压滤机，否则宜选用离心机，同时脱水设备应设有冲洗措施。另外，后道处理工序也影响机型选择。例如，泥渣拉运集中处置时尽可能使其含水率低。6.4.3所需脱水机的台数应根据所处理的干泥量、每台脱水机单位时间所能处理的干泥量(即脱水机的产率)及每日运行班次确定，正常运行时间可按每日1～2班考虑。脱水机可不设置备用。当脱水机发生故障检修时，可用增加运行班次解决。
6.4.4泥水在脱水前进行化学调质，由于泥渣性质及脱水机型式的差别，药剂种类及投加量宜由试验或按相同机型、相似排泥水运行经验确定。
6.4.5脱水机滤液和脱水机冲洗废水中污油和悬浮物含量较高不宜直接回收。7 药剂投配与贮存 7.1 药剂投配
7.1.1采出水处理站应用的药剂种类比较多，常用的有絮凝剂、浮选剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、滤料清洗剂、污泥调质剂、pH调节剂等，每类药剂有多个品种，每个采出水处理站应根据采出水原水的水质特性、处理后水质指标、工艺流程特点进行选用。
杀菌方式除化学杀菌方式外，还有物理杀菌等方式，物理杀菌方式有紫外线、变频、超声波等，目前部分油田已经开始试用物理杀菌或与化学杀菌联合使用，具体采用哪种方式应根据试验，并通过技术经济比较确定。
7.1.2在采出水处理站中投加2种或2种以上药剂时，应进行药剂之间的配伍性试验，防止药剂之间的相互反应，而影响药剂的水
7.1.3同一类药剂有多个品种，药剂的品种直接影响采出水处理效果，而其投加量还关系到采出水处理站的运行费用。为了正确地选择药剂的品种、投加量，应进行室内或现场试验。缺乏试验条件而类似采出水处理站已有成熟的经验时，则可根据相似条件下采出水处理站运行经验来选择。药剂混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反应方式有旋流反应、机械搅拌反应、管道反应器等。对于投加的所有药剂均应有混合设施，对于絮凝剂、助凝剂还应有反应设施。
7.1.4药剂的投加方式大多为液体投加，溶药和配药可采用机械或水力等方式进行搅拌。水力搅拌一般用在药剂投加量小的场合。为防止药液沉淀或分层，应在正常加药时，不停止搅拌。
7.1.5因每种药剂的投加量、配制浓度以及药剂贮罐的容积及台数、固体药剂溶解速度有差异，故配药次数是不相同的，但考虑到操作人员劳动强度及管理等因素，确定每日药剂配制次数不宜超过3次。
7.1.6近年来药剂投加多采用加药装置(泵、溶药罐、控制柜等放在同一个橇上)，节约用地，管理方便。隔膜计量泵除具有普通柱塞计量泵的优点外，还有更强的耐腐蚀性及耐用性。7.1.7采出水处理中投加的各种药剂，投加位置对处理效果有很大影响，各油田应通过试验确定，本条中给出的投药点位置是根据经验确定的，可参照执行。对混合反应有要求的药剂(如絮凝剂等)应设混合反应设施。
7.1.8本条是指同一药剂，投加到不同的水处理构筑物上，应分别设置计量设施，如：一台加药装置可设两台计量泵，也可以在一台加药装置出口的两个分支分别设流量计。
7.1.9盐酸或硫酸具有很强的挥发性和刺激性气味，其挥发的气体具有较强的腐蚀性，因此应密闭贮存和密闭投加。7.2 药剂贮存
7.2.2药剂的贮存时间不宜过长，尤其一些容易失效、变质的液体药剂应根据药剂的特性、环境条件进行确定。8 工艺管道 8.1 一般规定
8.1.1油田采出水中含有原油及挥发性的易燃易爆气体，从安全的角度出发，站内不得采用明沟及暗沟输送采出水。
8.1.2采出水处理站的工艺管道，大部分油田采用的是内外防腐的钢质管道。水质腐蚀性强的油田部分采用玻璃钢等非金属管道。钢质管道内防腐的施工难度大，若内防腐质量不好，易造成净化水输送过程中的二次污染。玻璃钢等非金属管道具有优良的耐腐蚀性能，胜利油田、中原油田、大庆油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺点主要是站内管件多，施工难度大，事故时生产单位无法维修，只能依靠制造厂家，另外工程造价也比钢管稍高。所以采用玻璃钢等非金属管道时，应根据水质及油田的实际情况综合考虑。
8.1.3采出水处理站工艺管道绝对不能与生活饮用水管道连通，以避免污染饮用水系统。用清水投产试运行时，可加临时供水管道，用完拆除。严禁设计时将清水管道接入处理站内的各种构筑物，防止发生污水倒流现象。
8.1.4沉降分离构筑物的收油管是否需要保温和伴热，应根据当地的最低气温与原油的凝固点来确定，北方地区一般当地最低气温比原油凝固点低，因此，北方地区的收油管道应该设保温和伴热。伴热可以采用与热水管伴行或者电热带等形式。
8.1.5为方便地上敷设的工艺管道检修，在工艺管道较低的位置宜设放空口，北方寒冷地区还应设扫线口。
8.1.6含有原油的水的来源主要有泵盘根漏水、化验室排水等，这些水因为含有原油，排入生活排水管道，将会造成排水系统堵塞或可燃气体的富集产生安全隐思。8.1.7
加药管道因为管径比较小，有时还间断运行，因此应考虑防冻问题。当埋地铺设时，有两种办法，一是深埋在冻土层以下，但不利于维修；二是浅埋，但需保温和伴热。具体采用哪种办法，应根据油田的实际情况来确定。
加药管的材质应根据投加化学药剂的性质来确定，具有高腐蚀性药剂一般选择非金属管、不锈钢管或者非金属内衬金属管，但不锈钢管不适合投加氯离子含量高的药剂。8.1.8在穿越道路时，为了防止重型车辆通过将工艺管道损坏，府设保护套管。8.2 管道水力计算
8.2.2关于管道沿程水头损失计算的规定。
由于油田采出水含有的原油、胶质、悬浮固体等各种组分易在管道内壁附着，因此采用以旧钢管和旧铸铁管为研究对象的舍维列夫水力计算公式更为适用，国内各油田采出水(包括原油集输)水力计算一直沿用此公式进行计算，并考虑增加一定的裕量，较好地满足了工程设计的要求。非金属管道可采用海曾·威廉公式计算。8.2.3关于管道局部水头损失计算的规定。
采出水处理站内管道长度较短，沿程水头损失小，但是弯头、三通、四通等管件很多，局部水头损失远大于沿程水头损失，重力式处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)内更是如此，决不可以忽视。站外管道在规划时管道局部水头损失可按沿程水头损失的5%～10%计算，在设计阶段应进行详细计算。8.2.4各油田对采出水输送管道都是按给水管道进行水力计算的，并且考虑到采出水含油、结垢等因素的影响。这种影响反映出的水头增加以多少为合理，无法作统一规定，大庆油田认为增加10%～20%合适，各油田应根据自己的实际情况确定。
8.2.5采出水处理站中污油管道与原油集输管道性质基本相同，沿程阻力可按现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350中原油集输管道计算。局部阻力可按照《油库设计与管理》计算。
8.2.6为防止污泥在管中淤积，规定压力输泥管最小设计流速。
本条数据引自现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第4.2.8条。8.2.8本条参照国家现行标准《石油化工污水处理设计规范》SH 3095—2000第6.2.6条制定。9 泵房
9.1 一般规定
9.1.1采出水处理站的工作水泵，根据工艺要求不同分为原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵以及反冲洗水泵、回收水泵、污油泵等，应根据用途不同分别选用。选用的水泵机组应能适应水量和水压的要求，并尽量使机组处在高效率情况下运行，同时还应考虑提高电网的功率因数，以节省用电，降低运行成本。采出水处理站分期建设时，厂房可一次建成，各类水泵可分期建设并留有扩建位置。
油田采出水随原油产量及含水率上升而逐渐增加，原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵等可以采用增加泵台数或大小泵搭配的方式适应水量的递增，使水泵在高效区工作。在可能的情况下，为方便管理和减少检修用的备件，选用水泵的型号不宜过多。
9.1.2选用水泵应符合节能要求。当水泵运行工况改变时，水泵的效率往往会降低，故当水量变化较大时，为减少水泵台数或型号，宜采用改变水泵运行特性的方法，使水泵机组运行在高效范围。目前国内采用的办法有：机组调速、更换水泵叶轮或调节水泵叶片角度等，应通过技术经济比较选用。
9.1.4国内油田多处在平原地区，尚没有发生水锤事故的实例。国内供水行业根据调查，近年来由于停泵水锤或关阀水锤导致阀门破裂、泵房淹没、输水管破裂的事故时有发生。国内外在消除水锤措施方面有不少的成功经验。常规做法是根据水锤模拟计算结果对水泵出水阀门进行分阶段关闭以减小停泵水锤，并根据需要，在输水管道的适当位置设置补水、排气、补气等设施，以期消除弥合水锤。
泵房设计时，输水管路地形高差较大或向位于高处的站场输水时，对有可能产生水锤危害的泵房宜进行停泵水锤计算：①求出水泵机组在水轮机工况下的最大反转数，判断水泵叶轮及电机转子承受离心应力的机械强度是否足够，并要求离心泵的最大反转速度不超过额定转速的1.2倍；②求出泵壳内部及管路沿线的最大正压值，判断发生停泵水锤时有无爆裂管道及损害水泵的危险性，要求最高压力不应超过水泵额定压力的1.3～1.5倍；⑧求出泵壳内部及管道沿线的最大负压值，判断有无可能形成水柱分离，造成断流水锤等严重事故。水锤消除装置宜装设泵房外部，以避免水锤事故可能影响泵房安全，同时宜库存备用，以便及时更换。
9.1.5负压吸水时，水泵如采用合并吸水管，运行的安全性差，一旦漏气将影响与吸水管连接的各台水泵的正常运行。
9.1.6水泵吸水管一般采用带有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直径DN不小于1.25倍的吸水管直径。??? 2 吸水喇叭口最小悬空高度E值为：
??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，E=1.O～1.25DN。??? 3 吸水喇叭口在最低运行水位时的淹没深度F值为： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，F=1.8～2.0DN。
??? 4 吸水喇叭口与吸水井池侧壁净距G=0.8～1.ODN；两个喇叭口间的净距H=1.5～2.ODN；同时满足喇叭口安装的要求。
9.1.7水泵安装高度必须满足不同工况下必需气蚀余量的要求。同时应考虑电机与水泵额定转速差、水温以及当地的大气压等因素的影响，对水泵的允许吸上真空高度或必需气蚀余量进行修正。水泵安装高度合理与否，影响到水泵的使用寿命及运行的稳定性，所以水泵安装高程的确定需要详细论证。
由于水泵额定转速与配套电动机转速不一致而引起气蚀余量的变化往往被忽视。当水泵的工作转速不同于额定转速时，气蚀余量应进行换算。
9.1.8根据技术经济因素的考虑，规定水泵吸水管及出水管的流速范围。9.2 泵房布置
9.2.2本条文是参照现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第5.4.7条制定的。
9.2.5泵房通往室外的门的个数应根据相关防火规范的要求确定，其中一扇门应满足搬运最大尺寸设备。10 公用工程
10.1 仪表及自动控制
10.1.1设计规模较大、工艺流程复杂程度较高的处理站，宜采用计算机控制系统。
设计规模和工艺流程复杂程度适中的处理站，宜采用性能价格比适中的小型计算机控制系统。
设计规模小、工艺流程较简单或低产和边远分散小油田的处理站可酌情采用仪表控制系统。
沙漠油田的处理站，宜采用计算机控制系统，并设远程终端装置(RTU)。10.2 供配电
10.2.1油田采出水处理站是油田的重要用电单位，一旦断电将导致采出水大量外排，不仅污染环境，还可能引发安全事故，因此电力负荷的设计等级应确定为二级负荷。
10.2.2根据不同设备在整个工艺过程中的重要性不同，对主要设备供电等级进行划分，依此选择电气设备。10.3 给排水及消防
10.3.1本条规定是为了避免重复建设或能力过剩所造成的浪费。采出水处理站给水、排水系统应统一规划，分期实施。对于一期工程建成后，二期施工困难或一期、二期同时建设投资增加不多，在技术上更加合理的工程，应一次建设。10.4 供热
10.4.1本条是最大供热负荷的确定。
根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热量，计算出系统最大耗热量(称为最大热负荷)，确定锅炉房规模。
锅炉房自耗热及供热管网损失系数K中包括：
燃油蒸汽雾化用热约占总热负荷的5.5%，油的保温与加热用热约占总热负荷的0.5%，热网损失耗热约占总负荷的5%～10%。
建筑采暖一般是连续供给，K1=1。通风热负荷同时使用系数K2，据现场调查，供热负荷为其计算量的40%～50%，取通风热负荷同时使用系数K2=0.4～0.5。
本规范所提及的生产负荷，通常是用于加热(换热器)、清洗及管道伴热，使用时间及耗热取决于生产。加热负荷一般是连续的，负荷波动较大，管道伴热负荷在冬季是连续的，清洗热负荷是间断的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本条着重强调热水供热系统，供水温度一般不超95℃，原因是蒸汽供热系统比较复杂，跑、冒、滴、漏问题严重，热媒输送半径小，凝结水回收率低，回收成本高，而热水供热系统恰恰与此相反，所以只要工艺没有特殊要求优先采用热水供热系统。
如工艺需用蒸汽伴热、吹扫、清罐和解冻等，锅炉房内应设置蒸汽锅炉，当工艺生产连续用蒸汽时，锅炉房至少应有2台蒸汽锅炉。采暖介质宜选用热水，根据热水负荷情况，可以选用热水锅炉、汽-水换热器以及汽水两用锅炉(一种带内置式换热器的锅炉)。
10.4.3油田用的水套炉和真空相变锅炉采用室外露天布置，在南方炎热地区，许多锅炉也露天布置，近些年来，北方部分地区也将锅炉露天或半露天布置。无论何种布置方式都应遵循“以人为本，安全第一”的设计理念，优先考虑安全，兼顾环保和方便生产运行，做好锅炉机组、测量控制仪表、管道、阀门附件以及辅机的防雨、防腐蚀、防风沙、防冻、减少热损失和噪声等措施，设立必要的司炉操作间，将锅炉水位、锅炉压力等测量仪表集中设置在操作间内，以保证锅炉机组的安全运行。10.5 暖通空调
1O.5.2 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等形式。10.5.3现场调查发现，水处理站化验室可能散发出有害气体，为迅速有效地排除，规定采用通风柜进行局部排风。
10.5.4相对密度小于0.75的气体视为比空气轻，相对密度大于0.75的气体视为比空气重；上、下部区域的排风量中，包括该区域内的局部排风量；地面上2m以内的，规定为下部区域。10.5.5为了满足沙漠地区站场建筑物的通风防沙要求，可采取以下措施：
发生沙尘暴时，站场建筑门窗紧闭，为防止室内负压过大及由此吸入沙尘需设置机械进风系统。设置条件应考虑排风系统的运行情况、建筑物的规模以及沙尘暴的连续时间、发生次数等。
机械进风系统的吸风口宜设在室外空气较清洁的地方，下缘距室外地坪不宜小于2m，且应有过滤设施。过滤器应操作简单、清扫方便。机械进风系统可不设加热装置。进排风口应有防止沙尘进入室内的措施。
站场内建筑物的外窗应采用带换气小窗的双层密闭门，外门应采用单层密闭窗。5 当采用天窗进行自然通风时，启闭机构应操作灵活、方便，且便于清扫沙尘。自控仪表控制室、电子计算机房等防尘严格的场所也可采用正压通风。10.7 建筑及结构
10.7.2除油罐、沉降罐、单(无)阀滤罐等采用钢筋混凝土板式基础，是根据罐底荷载不均和工艺对不均匀沉降的要求，所选用的一种合理基础型式，也是大庆油田多年采用的做法。10.8 道路
1O.8.1 站内道路的分类是参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合站场生产规模和性质综合确定的。
10.8.2本条参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合运输和消防用车的车型特点而定。站场主要通行车辆为4～5t的标准载重汽车，若行驶其他汽车时，其转弯半径的数值可做适当调整。10.9 防腐及保温
10.9.1采出水处理涉及很多种类的构筑物，如调储罐、除油罐沉降罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)、过滤器、各种缓冲罐(池等。采出水具有一定的腐蚀性，其腐蚀性的强弱与水中所含腐蚀性介质的种类和浓度有关，因此钢制构筑物和钢质管道均应进行防腐处理，用于强腐蚀性介质的钢制构筑物还应采取覆盖层和阴极保护相结合的保护方式。具体防腐措施根据工艺条件、介质环境等综合分析后确定，必要时可进行腐蚀检测。11 健康、安全与环境
11.0.1本条是参考国家经贸委《石油天然气管道安全监督与管理规定》和劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T 6276—1997等的相关规定，结合采出水处理工程的特点制定的。
11.0.2、11.0.3 这两条是参考《中华人民共和国环境保护法》等有关环境保护的现行国家法律条文及国家现行的其他相关标准或规定，结合采出水处理工程的特点制定的。附录A、附录B、附录D、附录E
本附录A、B、D、E等同采用现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005。
附录C
本附录C是根据近年来国内各油田应用过滤罐情况，而确定的滤料填装规格及厚度。
第四篇：大庆油田采出水回注处理工艺技术的创新及应用
大庆油田采出水回注处理工艺技术的创新及应用 1油田采出水回注处理工艺技术现状 目前，油田采出水回注处理工艺主要由预处理和深度处理两部分组成，其中预处理包括自然沉降、混凝沉降、水力旋流、气浮等；深度处理主要为过滤技术，其中包括石英砂过滤、海绿石过滤、陶珠过滤、膨胀滤芯过滤、纤维球过滤、活性炭过滤、核桃壳过滤、精细过滤等。回注水的水质标准是由地层的渗透率决定的，不同的地层渗透率采用不同的水质标准及处理工艺。大港王徐庄油田属中渗透油层，南一污水处理流程为：油田采出水→粗粒化器→浮选→核桃壳过滤器→双滤料过滤器→注水站。中原文东油田属低渗透油层，其污水处理站采用工艺为：油田采出水→聚结分离器→混凝分离器→三滤料过滤器→精细过滤器→注水站。新疆东河油田为低渗透油层，其采出水处理流程为：油田采出水→水力旋流→深床过滤器→注水站。
大庆低渗透油层、特低渗透油层，其常用采出水处理流程有两种，一种为：油田采出水→一级沉降（自然沉降）→二级沉降（混凝沉降）→二级砂滤→注水站；另一种为：油田采出水→横向流装置→二级砂滤→注水站。
目前采出水回注处理工艺处理后水质能达到低渗透油田回注水的“8.3.2”（含油量≤8mg/L、悬浮物固体含量≤3mg/L、悬浮物粒径中值≤2μm）标准，技术较为成熟。但对于特低渗透油层要求的“5.1.1”（含油量≤5mg/L、悬浮物固体含量≤1mg/L、悬浮物粒径中值≤1μm）标准，国内还没有成熟技术。本项目根据目前国内外油田污水处理技术的发展趋势，开发了新型油田污水过滤工艺，经过本工艺处理后回注水达到“5.1.1”标准。2创新工艺 2.1工艺流程
针对目前回注水处理工艺无法满足特低渗透油层回注水水质要求问题，结合国内外油田污水处理技术发展趋势，大庆高新区百世环保科技开发有限公司与大庆油田有限责任公司第十采油厂进行联合开发，在为期两年的试验研究基础上，确定了一套特低渗透油田含油污水处理新工艺。
在油田采出水处理新工艺中首次将高效衡压浅层气浮技术与中空超滤膜分离技术应用于含油污水的预处理及深度处理中。首先，除硫装置去除废水中的硫化物，降低了硫化物对后继污水处理装置，特别是膜处理装置的影响；其次，高效气浮装置以及二级过滤保证了进入膜过滤阶段的污水水质，降低膜污染；最后，污水经中空超滤膜处理，水质达到了特低渗透油层回注水的“5.1.1”标准。2.2工艺创新
本工艺是在原有含油污水处理工艺的基础上发展起来的，保留了原有工艺的优点，并在此基础上增加了新的工艺流程和处理设备，提高油田污水处理效果，具有鲜明的特点：
（1）除硫技术及气浮技术的应用，使含油污水预处理效果提高了两倍多，主要表现为：第一，大量的钙、镁、钡等易结垢离子被去除；第二，除油率由传统工艺的30%～40%提高至97%以上；第三，对影响水质较突出及腐蚀性较强的硫酸盐还原菌起到了抑杀作用。预处理效果的提高，不仅有效地保护砂滤罐及精滤装置的长期、稳定运行，同时为膜法分离技术的应用提供了保障。（2）海绿石过滤+双层膨胀滤芯过滤器二级过滤技术提高了前处理水质，目前油田污水处理中普遍应用的是二级石英砂过滤，新型滤料海绿石能够提高污水处理效果，同时双层滤芯过滤器是处理的可靠保证，二者两用有效提高了前处理水质。（3）应用中空超滤纤维膜处理技术提高油田污水处理水质，众所周知膜处理是油田污水处理发展的方向，但是由于其污染后难以恢复，而在污水处理中未得到大面积的推广。本项目通过采用海滤石过滤+双层膨胀滤芯过滤器二级过滤技术提高了前处理的效果，同时对膜进行了改性处理，提高了膜的耐污染能力，从而有效保证了膜技术的应用。3创新工艺的应用
2006年，应用本套工艺在朝阳沟油田朝一联进行了处理量为500m3/d的现场工业化中试，大庆朝阳沟油田是大庆外围水驱方式开采的特低渗透油田，中试阶段对系统各阶段的出水效果进行了检测，工艺效果显著。3.1除硫装置
来水中含硫量过高会影响系统的出水水质，特别是硫的腐蚀性极易形成黑色颗粒物质，对膜处理设备造成影响，降低系统的处理效果，因此本工艺将脱硫装置置于系统的最前段，为后继处理提供保证。
朝一联来水中硫化物含量平均值为67.8mg/L。根据硫化物价态多，易被氧化生成沉淀的特点，工艺中的除硫装置与衡压浅层气浮装置同时形成氧化环境，将低价态的硫、铁、锰氧化沉淀去除；同时氧化环境抑制了硫酸盐还原菌的生长，除硫效果显著，气浮出水硫化物含量平均值达到0.8mg/L（回注水标准为S2-<2mg/L）。
3.2衡压浅层气浮装置
衡压气浮装置采用了先进的溶气技术，可产生直径20～40μm气泡，能有效地去除水中的乳化油及溶解油，是高效的油水分离装置。在进水指标为含油量≤300mg/L、悬浮物固体含量≤200mg/L，出水指标为含油量≤8mg/L、悬浮物固体含量≤25mg/L时，衡压浅层气浮装置对来水中油的去除率在97%以上；对悬浮固体的去除率在60%以上，运行效果稳定。
由于膜装置对进水中含油量要求非常严格（含油量≤3mg/L），传统工艺无法达到，而衡压浅层气浮装置极好的除油能力，减轻了后续过滤装置的负担，保证了膜装置的稳定运行，延长了膜装置的使用寿命。3.3海绿石过滤装置
海绿石是根据油田污水处理发展的实际情况所开发出的新型滤料，具有比石英砂滤料更大的表面积，因此过滤效果优于普通石英砂过滤器，将其作为一级过滤装置，主要目的在于去除污水中的悬浮物，为膜处理提供水质保证。海绿石过滤器对水中油及悬浮固体去除效果较好，过滤后水中油的含量平均值为0.22mg/L，悬浮固体含量的平均值为4.30mg/L，明显优于普通石英砂一级过滤设备。
3.4双层膨胀滤芯过滤器
双层膨胀滤芯分离技术是微滤膜分离技术与弹性纤维绕制技术相结合使用的固液分离技术。污水首先经过下层的单层滤芯，为上部过滤提供水质保障。上部为保安部分，采用双层膨胀滤芯，滤芯内层为微滤膜，保证出水的精度，膜的过滤孔隙为0.5μm。外层为特殊牵引技术缠绕的疏油改性纤维弹性丝，孔隙为2μm，对大颗粒杂物和油起拦截作用，保证保安层有足够的纳污能力。通过双层膨胀滤芯过滤器有效提高了污水处理效果，出水油和悬浮物浓度明显降低，该阶段处理后出水水质，油的含量平均值为0.14mg/L，悬浮固体含量的平均值为2.05mg/L，达到了低渗透油层回注水标准（“8.3.2”）。正是在双层过滤的作用下，出水油和悬浮物浓度大幅降低，达到了膜处理装置进水要求，为膜处理提供了良好的保证。
3.5中空纤维膜超滤装置
中空纤维超滤膜装置采用6英寸（152.4mm）高抗污染聚偏氟乙烯（PVDF）外压式UOF-IV-511（油田专用膜组件）中空纤维超滤膜组件，每只膜组件长度为1730mm，纤维内径0.7mm，外径1.2mm。纤维膜孔径为0.03μm，单支组件的有效过滤面积为37.5m2。共采用14支超滤组件及其配套设备构成连续膜过滤CMF系统，系统采用恒定出水流量和错流过滤的方式，实现连续自动运行，系统回收率大于95%。
中空超滤膜装置对水中油及悬浮固体去除效果稳定，膜后出水油的含量平均值为痕迹，悬浮固体含量的平均值为0.32mg/L，粒径中值的平均值为0.82μm，中空超滤膜后出水达到了特低渗透油田回注水的“5.1.1”标准。
同时试验也对中空纤维膜超滤装置参数进行了研究，产水量20m3/h，错流水量7m3/h，气水反洗时间60s，气水反洗周期25min，化学清洗周期为30～210d（膜前一级海滤石过滤装置化学清洗周期为45d，双层膨胀滤蕊过滤器化学清洗周期为210d），化学清洗方式为酸洗后碱洗，运行压力0.09MPa，进出水压差≤0.08MPa，反冲洗后膜通量基本可恢复到原有水平。从以上可以看出，采用本工艺处理油田污水膜污染较轻，从而克服了膜处理油田污水污染重，难以持续运行的问题，保证了膜技术在油田污水处理中的应用。4整体工艺处理效果
在对各阶段出水进行研究的基础上，本项目对于采用本工艺系统处理效果进行了连续检测，结果见表1，其中各项检测数据均为平均值。从表中可见，采用本工艺处理油田污水能够达到特低渗透油层回注水标准（“5.1.1”），细菌及各项指标都能达到相关要求。出水效果好主要在于膜技术的应用，通过应用超滤膜使污水中油和悬浮物浓度明显降低，特别是去除了污水中小颗粒的悬浮物和溶解油。同时本工艺通过改善前处理工艺流程，有效提高了膜过滤预处理工艺出水水质，从而有效解决了膜处理技术在油田废水应用中存在的膜污染问题，延长了膜的使用寿命，为膜技术的推广提供了实践基础。5结论
针对特低渗透油田回注水不达标问题，对油田回注水处理工艺技术进行了创新，应用了先进的高效衡压浅层气浮技术和中空纤维膜分离技术，提高了油田污水处理效果，达到特低渗透油层回注水标准。工艺出水水质达到“5.1.1”标准，检测显示经该工艺处理后水中含油量为痕迹、悬浮物固体含量平均值为0.32mg/L、悬浮物粒径中值平均值为0.82μm，完全达到了特低渗透油田回注水的标准。工艺适应性强，本工艺在双膨胀精细过滤阶段的出水已经达到了稳定的“8.3.2”水质（低渗透油田回注水的水质标准），与传统低渗透油田处理工艺相比，具有出水水质稳定的优势，因此可根据低渗透、特低渗透油田的不同要求进行工艺组合，为油田的含油污水处理工艺提供新的思路和可借鉴经验。将脱硫工艺提前，降低了硫化物对系统的干扰，提高了前处理效果，降低了膜污染，解决了膜处理油田污水存在的寿命短问题，为膜技术的推广提供了实践基础。
第五篇：注水法处理液化石油气储罐泄漏事故
注水法处理液化石油气储罐泄漏事故
一、引言
液化石油气在我国已广泛使用，因液化石油气贮罐泄漏而造成的事故曾多次发生，有的甚至引发了恶性爆炸事故，造成了巨大的财产损失和人员伤亡。因此分析液化石油气贮罐泄漏特点并研究相应的对策是非常有必要的。液化石油气储存系统中出现泄漏的部位不同，则泄漏物的状态、泄漏速度以及泄漏点对罐区构成的威胁各不相同，发生火灾爆炸的危险性大小也不一样。因此，有必要对液化石油气储存系统中可能出现泄漏的不同情况及其危险性特性进行分析，并讨论相应的对策。
二、储罐可能出现泄漏的不同部位及危险性分析
液化石油气储罐的接管有液相进口、气相进口、液相出口、气相出口、排污口、放散口以及人孔等。由于集中应力的作用，各种接口、焊缝处较容易出现泄漏；液化石油气储存系统中蒸气压高，液化石油气对法兰橡胶密封件的溶胀性强，因此法兰处较容易出现泄漏；液化气中含有一定量的水分，长期贮存时，水分会逐渐积累下沉，积聚在储罐的下部。罐越大，时间越长，积聚量越大。在罐底水层的作用下，罐底及罐底阀件的腐蚀比其它部位严重，容易出现泄漏。
（一）管道或法兰泄漏
管道或法兰出现泄漏点时，液化气的泄漏速度较慢，泄漏或燃烧点离罐体远，危险性较小。停止输送气体，慢慢关闭泄漏点相邻部位的阀门，即可切断泄漏源排除危险。如果相邻阀门不能关紧，为防止泄漏点周围形成爆炸性混合气体而产生危险，还可以暂时主动点燃液化气，让其稳定燃烧，等必要的抢险措施都准备好后，再扑灭火焰。
（二）罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏
罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏时，泄漏物为气相液化气，泄漏量相对较小；抢险人员直接接触的是气体，冻伤的可能性较低。2000年7月15日，一辆满载9吨(准载8吨)液化气的槽车在途径四川省绵阳市宝成铁路桥洞时，由于车身超高，与桥洞顶部发生碰撞，槽车被卡在桥下，槽车顶部发生泄漏，对铁路线和旅客的安全构成了很大威胁。经消防官兵英勇奋战，强行堵漏成功。据悉，参加抢险的消防官兵当时虽未着防冻服装，却没有人员被冻伤。
（三）罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏
无论是罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏，泄漏出的都是液体，泄漏速度快，泄漏量大，泄漏点处于罐区之内，危险性比前面谈到的两种情况都大。1998年3月5日，陕 西省西安市煤气公司液化气管理所内一个400m3球罐的根部阀门损坏，导致罐内液化气大量泄漏，引发了罐区的连续爆炸，造成11人死亡(事故中有7名消防官兵牺牲)，31人受伤。1979年12月18日，吉林市城建局煤气公司一个400m3的液化气罐的根部法兰泄漏，引起罐区连续爆炸，事故中死亡32人，受伤54人。1997年9月14日，印度石油公司彼雅卡炼油厂一个容积为12000m3的液化气罐的罐根管线接口泄漏，引发了附近三个同样大小的液化气储罐和12个石油罐爆炸，造成25人死亡。
罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏事故所具有的危险性主要体现在以下三个方面。
1、抢险救援的难度高
以上列举的液化气贮罐特大火灾爆炸事故中，泄漏部位都是在贮罐底部(或是紧邻罐底的第一个阀门和法兰，或是罐根管线接口)，抢险人员面临非常大的困难，因为这种情况下不能使用关闭阀门的方法直接切断泄漏源。当抢险人员强行堵漏时，由于罐体直径大、罐下障碍和揿，液化气泄漏压力大、流速快，难以实施堵漏作业；如果抢险人员皮肤直接接触到液态液化气，容易被冻伤，而且液化气还能造成人员中毒，堵漏作业往往被迫中断。
2、主动控制事故的可能性小
在储罐底部出现液相液化石油气泄漏时，不宜采用主动点燃液化气的方法。如果采用点燃法，形成的固定燃烧点离罐体很近，辐射热人使罐体温度上升，直接威胁罐体安全；而且一旦出现储罐底部泄漏，就会形成相当大的爆炸性气体区域，主动点火还有引起空间爆燃的可能。倒罐虽然可以减少泄漏罐内的贮量，但要以罐区其它储罐有足够的剩余容量为前提，而且在液相液化气被抽空之前，罐内压力不会降低，泄漏速度不会减缓，堵漏的难度不会降低。随着泄漏的继续，爆炸性混合气体的范围逐渐扩大，危险性不断增大。
3、发生爆炸性火灾的可能性大
由于气相液化气比同样条件下的空气重，不容易扩散，泄漏出的液相液化气气化后与空气形成的爆炸性混合物很容易达到爆炸浓度极限(2%～10%)，而液化气的最小引燃能量只有0.18 ～0.38mJ，很小的点量就能够将液化气爆炸性混合物点燃。液化气在泄漏时会产生高达数千伏的危险电压，从泄漏部位喷出的介质和容器都带有静电，其放电火花足以引燃液化气，即使抢险时划定了禁火区，潜在的静电放电危险也不能保证不发生爆炸。如果混合气体发生爆炸，势必引起罐区连续爆炸而使事故失去控制。
由此可见，液化气储罐或紧临储罐的阀门、法兰等部位出现泄漏时，不仅难以控制，而且发生爆炸火灾的可能性更大，必须要采取适当的措施加以控制。
三、使用向罐内注水的方法抢险
当储罐底部发生泄漏时，利用液相液化气比水轻且与水不相溶的性质(液相液化气的比重是4 ℃时水的比重的0.5～0.6倍)，向储罐内注入一定数量的水，以便在罐内底部形成水垫层，使泄漏处外泄的是水而不是液化气，从而切断泄漏源，使火焰自动熄灭，然后再采取堵漏措施。这种利用水重于液化气的性质向储罐内注水而切断泄漏源或减少泄漏量的方法称为注水法。注水后，由于从泄漏部位喷出的是水而不是液化气，中毒、冻伤和燃烧爆炸的危险性均大大降低。而且注水作业可以在远离泄漏点的地方进行，更可保证抢险人员的安全。2001年2月26日，武汉市青山区115街的武汉市水泥厂液化气管道发生泄漏，就使用了注水的方法抢险并取得了成功。1998年3月5日西安液化气站于16日30分左右出现泄漏，发生爆炸是在18 时40分，其间有足够长的时间采取注水法抑制泄漏，但由于种种原因而坐失良机，以致最终导致惨剧的发生。使用注水法处理泄漏事故应注意以下几个问题：
（一）注水法适用的对象
·泄漏物为不溶于水的有机物，且其密度小于水，泄漏部位是在储罐的底部或下部；
·泄漏物为不溶于水的有机物，且其密度大于水，泄漏部位是在储罐顶部或上部。
（二）泄漏部位的位置
必须确定泄漏部位是在储罐的底部、下部或与下部相邻的阀门或法兰。否则，水垫层高度难以达到泄漏点高度，不能切断泄漏源。
（三）液化气的温度
通过查看温度测量仪表，了解液化气的温度是否在50℃以下，因为液化气储罐的设计温度为50℃，注水作业应在其设计温度范围以内进行。而且所注水的温度应低于液相液化气的温度，否则，注入的水会对液化气有加热作用。
（四）注水量的控制
所注水的体积加上液相液化气的体积应小于储罐容积的90%，即：V1+V2＜0.9V
其中V1为注入水的体积(m3)；V2为原有液化气的液相体积(m3)；V为贮罐的容积(m3)。《石油化工企业设计防火规范》第5.3.8条明确规定：液化烃储罐的储存系数不应大于0.9。当储罐适量充装时，储罐内压为液化气的饱和蒸气压，温度每上升10℃，饱和蒸气压上升0.2MPa，能够保证安全。液化气的体积膨胀系数约为水的10～16倍，且随温度的升高而增大，温度每升高10℃，体积膨胀3～4%。如果超装，气体空间过小，随着温度的升高，液相液化气很快就会充满罐体，若温度继续升高，罐体因束缚液相膨胀而承受的压强会迅速上升，温度每上升1℃，压力就会上升2～3MPa，只要温度上升3～5℃，内压就会超过8MPa的耐压极限并发生危险。
（五）泵房、配电房处可燃气的浓度
泵房、配电房等处的可燃气浓度应低于液化石油气的爆炸极限，以保证注水操作的顺利进行。
四、一点建议
笔者在液化气储存单位进行防火检查时，发现液化石油气储存系统没有现成的管道可用于紧急情况下向罐内注水，这对注水法的实施非常不利。2001年1月17日8时16分，江苏省苏州市罗马磁砖有限公司一只储量100m3的储罐底部法兰垫圈老化出现泄漏，直接威胁罐区另一个同样容量储罐的安全。消防官兵经过一个小时的紧张战斗，堵漏基本成功，但由于罐内压力很高，仍有少量泄漏。抢险人员当时就想到使用注水法制止泄漏，但因为没有现成的管道和接口可用于注水，只好让特勤中队继续堵漏，同时设水枪驱散气体，并倒罐抽走泄漏罐内的液化气，直到17时罐区才化险为夷。但并不是所有的消防部队都有特勤中队、特勤装备和相应的处理恶性事故的能力，如果这起事故发生在消防装备稍差的地方，后果将不堪设想，如果储罐设有注水用的接口，抢险成功的胜算就大多了。目前实施的《石油化工企业设计防火规范》中没有对设置紧急情况下注水用管道和接口作出规定，建议下次修订时能予以考虑。
液化石油气是一种广泛应用于工业生产和居民日常生活的燃料，液化石油气从储罐中泄漏出来很容易与空气形成爆炸混合物。若在短时间内大量泄漏，可以在现场很大范围内形成液化气蒸气云，遇明火、静电或处置不慎打出火星，就会导致爆炸事故的发生。随着液化石油气使用范围的不断扩大和用量的不断加大，近年来较大的液化石油气泄漏、爆炸事故时有发生，对人民生命财产造成了极大的威胁。
一、理化特性
液化石油气主要由丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等烃类介质组成，还含有少量H2S、CO、CO2等杂质，由石油加工过程产生的低碳分子烃类气体（裂解气）压缩而成。
外观与性状：无色气体或黄棕色油状液体, 有特殊臭味；闪点-74℃；沸点从-0.5℃到-42℃；引燃温度 426～537℃；爆炸下限[％(V/V)]2.5；爆炸上限[％(V/V)]9.65；相对于空气的密度：1.5～2.0；不溶于水。
禁配物：强氧化剂、卤素。
二、危险特性
危险性类别：第2.1类 易燃气体
1.燃爆性质
极度易燃；
受热、遇明火或火花可引起燃烧；
与空气能形成爆炸性混合物；
蒸气比空气重，可沿地面扩散，蒸气扩散后遇火源着火回燃；
包装容器受热后可发生爆炸，破裂的钢瓶具有飞射危险。
2．健康危害
如没有防护，直接大量吸入有麻醉作用的液化石油气蒸气，可引起头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止；
不完全燃烧可导致一氧化碳中毒；
直接接触液体或其射流可引起冻伤。
3．环境危害
对环境有危害，对大气可造成污染，残液还可对土壤、水体造成污染。
三、公众安全
首先拨打产品标签上的应急电话报警，若没有合适电话，可拨打国家化学事故应急响应专线0532－3889090；
蒸气沿地面扩散并易积存于低洼处（如污水沟、下水道等），所以，要在上风处停留，切勿进入低洼处；
无关人员应立即撤离泄漏区至少100米；
疏散无关人员并建立警戒区，必要时应实施交通管制。
四、个体防护
佩戴正压自给式呼吸器；
穿防静电隔热服。
五、隔离
大泄漏：考虑至少隔离800米（以泄漏源为中心，半径800米的隔离区）。
火灾：火场内如有储罐、槽车或罐车，隔离1600米（以泄漏源为中心，半径1600米的隔离区）。
六、应急行动
1．中毒处置
皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。
吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧；如呼吸停止，立即进行人工呼吸，并及时就医。
2．泄漏处置
（1）报警（119，120等），并视泄漏量情况及时报告政府有关部门。
（2）建立警戒区。立即根据地形、气象等，在距离泄漏点至少800米范围内实行全面戒严。划出警戒线，设立明显标志，以各种方式和手段通知警戒区内和周边人员迅速撤离，禁止一切车辆和无关人员进入警戒区。
（3）消除所有火种。立即在警戒区内停电、停火，灭绝一切可能引发火灾和爆炸的火种。进入危险区前用水枪将地面喷湿，以防止摩擦、撞击产生火花，作业时设备应确保接地。
（4）控制泄漏源。在保证安全的情况下堵漏或翻转容器，避免液体漏出。如管道破裂，可用木楔子、堵漏器堵漏或卡箍法堵漏，随后用高标号速冻水泥覆盖法暂时封堵。
（5）导流泄压。若各流程管线完好，可通过出液管线、排污管线，将液态烃导入紧急事故罐，或采用注水升浮法，将液化石油气界位抬高到泄漏部位以上。
（6）罐体掩护。从安全距离，利用带架水枪以开花的形式和固定式喷雾水枪对准罐壁和泄漏点喷射，以降低温度和可燃气体的浓度。
（7）控制蒸气云。如可能，可以用锅炉车或蒸汽带对准泄漏点送气，用来冲散可燃气体；用中倍数泡沫或干粉覆盖泄漏的液相，减少液化气蒸发；用喷雾水（或强制通风）转移蒸气云飘逸的方向，使其在安全地方扩散掉。
（8）救援组织。调集医院救护队、警察、武警等现场待命。
（9）现场监测。随时用可燃气体检测仪监视检测警戒区内的气体浓度，人员随时做好撤离准备。
注意事项：禁止用水直接冲击泄漏物或泄漏源；防止泄漏物向下水道、通风系统和密闭性空间扩散；隔离警戒区直至液化石油气浓度达到爆炸下限25％以下方可撤除。
3．燃烧爆炸处置
灭火剂选择
小火：干粉、二氧化碳灭火器；
大火：水幕、雾状水。
（1）报警（119，120等），并视现场情况及时报告政府有关部门。
（2）建立警戒区。立即根据地形、气象等，在距离泄漏点至少1600米范围内实行全面戒严。划出警戒线，设立明显标志，以各种方式和手段通知警戒区内和周边人员迅速撤离，禁止一切车辆和无关人员进入警戒区。
（3）关阀断料，制止泄漏。
关阀断气： 若阀门未烧坏，可穿避火服，带着管钳，在水枪的掩护下，接近装置，关上阀门，断绝气源。
导流泄压： 若各流程管线完好，可通过出液管线、排污管线，将液态烃导入紧急事故罐，减少着火罐储量。
注水升浮：若泄漏发生在罐的底部或下部，利用已有或临时安装的管线向罐内注水，利用水与液化石油气的比重差，将液化石油气浮到裂口以上，使水从破裂口流出，再进行堵漏。为防止液化气从顶部安全阀排出，可以采取先倒液、再注水修复或边导液边注水。
（4）积极冷却，稳定燃烧，防止爆炸。组织足够的力量，将火势控制在一定范围内，用射流水冷却着火及邻近罐壁，并保护毗邻建筑物免受火势威胁，控制火势不再扩大蔓延。在未切断泄漏源的情况下，严禁熄灭已稳定燃烧的火焰。
干粉抑制法: 待温度降下之后，向稳定燃烧的火焰喷干粉，覆盖火焰，终止燃烧，达到灭火目的。
（5）救援组织。调集医院救护队、警察、武警等现场待命。
（6）现场监测。随时用可燃气体检测仪监视检测警戒区内的气体浓度
在球罐更新中应用HSE风险管理
HSE管理体系是石化行业一个新型的安全、环境与健康管理体系，它是通过事前进行风险分析，确定其自身活动可能发生的危害和后果，以便采取有效的防范手段和控制措施防止其发生，来减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染的有效管理方式。危害识别、风险评价以及风险控制是HSE管理体系的核心，风险管理也是HSE管理体系的基本要素。它是首先确定活动、产品、服务中可能发生或曾经发生过的危险，并对这些危险进行评价和分析，从而采取有效的防范手段和消减措施，防止事故发生，以减少可能引起的人员伤害、财产损失的有效管理模式。
中石化广州石化分公司（以下简称“广州石化”）6#液态烃球罐区，用于液化气储存的G601#~608#罐均为1976年建造的容积1000m3球罐，受当年制造水平、质量标准和检测标准所限，这8台罐先天就存在许多缺陷。如今，国家对压力容器的管理要求越来越高，检测标准也越来越严格，所以球罐的检测周期也越来越短，以至球罐检修由原来的5～6年一修缩短到2～3年一修，甚至是一年一修。根据设计规范，液态烃类球罐的使用寿命是20年，而现有的8台球罐已运行26年，已是“超期服役”。加之近年来广州石化所加工的原油其含硫量偏高，进罐区的液化气其H2S含量时有超标现象，更加重对球罐的腐蚀，可谓“雪上加霜”。在球罐检修中，技术人员发现罐内裂纹增多、裂纹加长加深，严重威胁罐区的安全生产。2003年，该8台球罐拆除更新项目，共投资达4000万元，被列入中石化股份公司级重大隐患治理项目开始整改。该工程是广州石化今年来“边生产边施工工程”（以下简称“双边工程”）最大项目，该项目施工存在生产与施工深度交叉；时间跨度大，从2003年至2005年；节假日及夜间都要进行施工；作业周边区域易燃易爆物料多；周围高压容器众多；施工场地狭小；施工作业危险程度高；施工人员多、任务重、时间紧等诸多特点，如果安全管理不到位，极易发生火灾、爆炸、中毒等各类事故，在这种情况下，采取什么措施防止事故的发生？风险管理正是我们所要寻求的方法。它比较科学、系统地规范了施工过程中需要人们遵循执行的安全行为，并为如何消除施工过程中可能发生的各类风险提供了理论依据和指南。为此，结合罐区施工实际情况和认真落实广州石化安环部制定的《施工项目HSE管理指引》，期望通过在施工作业中全面落实HSE管理体系的各项要求，进一步规范施工作业及管理，认真开展HSE风险管理，达到无伤害、无事故、无污染的风险管理目标，实现“安全文明”施工，保障正常生产。
广州石化6#液态烃球罐区西侧和北侧分别是火车装油台和成品油罐区，该罐区占地面积约44000m2，罐区内建筑面积13035m2。罐区内分6个罐组，共有大小24台球罐，主要储存液化石油气、精丙烯、正丁烷和丙丁烷等易燃、易爆、易扩散的液态烃产品。该罐区总库容20200m3，月平均收付量达25000m3，是炼油企业火灾爆炸危险程度最高的区域之一，属广州石化一级重点生产要害部位。
液化石油气、精丙烯、正丁烷和丙丁烷等易燃、易爆、易扩散的液态烃产品，为了储存、输送之便，这些物质必须在常压下降低温度或常温下增加压力，变成液体。常温常压下，其爆炸极限均小于10％，属于易燃气体，与空气能够形成爆炸性混合物，遇热源和明火有着火爆炸危险，是甲A类火灾危险物质。在这种背景下，该区域的安全工作就显得尤为重要，稍有疏忽，就有可能酿成重大恶性火灾爆炸事故，殃及广州石化及周边地区的安全。
HSE风险管理实施过程
1.确立球罐更新施工风险点
要想做好对施工项目的安全管理，首要的一项工作就是分析项目在施工过程可能出现什么样的事故，对可能造成事故的隐患进行评价，然后对这些危险源有针对性的制定消减计划。危害识别、风险评价一直是工作中的薄弱环节，为此，特别加强做好这方面的工作，根据HSE管理体系中危害识别和风险评价的要求以及广州石化《施工项目HSE管理指引》要求，在球罐隐患整改计划下达后，贮运部成立了隐患整改领导小组，明确组织机构和人员的责任，同时成立了由工艺员、设备员、安全员、电工、焊工、仪表工、起重工、架子工以及射线探伤等人员组成的风险评估小组，共同进行讨论，在危害识别和风险评价过程中，对那些危害程度高、发生频繁、超出人们心理承受能力的风险进行重点评价，从物理性、化学性、生物性、行为性及生理、心理性常见危险因素及有害因素多方面考虑，将整个施工过程中可能出现的不安全因素、危害因素，一一列举出来。如物料泄漏着火、爆炸、中毒、触电、高空坠落、高空坠物、防火墙倒塌、损坏设备、机械伤害、交通事故、射线误探等。并逐个进行危险性分析，列出可能的风险点，如高处作业危险性分析，就从施工人员的危险性、施工作业环境的危险性、施工设备材料的危险性、施工管理的危险性、高处施工作业应急管理等5方面列出22个风险点。通过评估，最后从46个施工子项目中共确立了252个风险点，并公布在6#罐区中央控制室，提醒有关人员注意。
2.制定风险防范和消减措施
按照不同的施工类型选择合适的危害识别和风险评价方法，开展风险评价，对施工内容和涉及的范围进行风险评估，针对危险点制定相应的HSE技术措施和HSE管理措施，保护作业人员、设备、环境等，同时制定施工HSE总体方案。通过运用隐患评估（LSR）、工作危害分析（JHA）、安全检查表（SCL）、预危害分析（PHA）等多种危害识别和风险评价法，针对可能发生物料泄漏着火、爆炸、中毒、触电、高空坠落、高空坠物、防火墙倒塌、损坏设备、机械伤害、交通事故、射线误探等事故、通过改进工艺、制定预防措施，完善规章制度等来降低和消减风险，把风险控制在尽可能低的程度，使之达到可以接受的程度。根据施工过程各种具体的施工作业和对作业各环节、步骤进行的风险危害评估情况，都制定了非常详细的风险防范和消减措施，共制定了96项HSE应对措施。
如在隔离及防火防爆方面，制定了以下措施：
（1）彻底置换措施。为确保球罐及其附件、管线内介质置换彻底，达到安全动火条件，制定严密的工艺处理方案并按要求进行审批，同时严格按照工艺处理方案对相关管线、球罐内液化石油气进行置换，要求进水至满罐，放完水后，用蒸汽对球罐进行不少于48h吹扫，直至设备内气体采样分析符合安全动火条件。
（2）搭设防火墙，要求东西两侧的防火墙高出球罐1m，南侧搭设3m高防火墙，防火墙的搭设严格按照《脚手架作业管理规定》（中石化广州机〔2002〕15号文）和贮运部球罐检修安全措施（ZSGZ-67-4700-02.17）及“双边工程”HSE管理规定中关于隔离的要求。
（3）盲板隔离，要求制定盲板图，盲板两侧都必须加垫片，盲板挂明显标志的盲板牌，盲板前阀门全部再加铁丝匝死。作业部每天必须对施工现场的盲板进行检查。
（4）现场下水井先用石棉布覆盖，上面再用沙土覆盖，最后用水泥封面进行隔绝，防止有毒有害、易燃易爆气体从下水道进入施工现场。
（5）施工现场周围在用工艺管线要用石棉布覆盖好，防止有火花飞溅在管线上。
（6）周围大气环境监测。对球罐区设备、设施重点进行监控、维护和保养，定期全面查漏，每周五上午，由岗位人员用肥皂液对球罐罐前、罐底、罐顶及液位计平台阀门、法兰进行认真查漏，发展泄漏，应立即上报并将查漏结果记录，确保罐区所有动、静密封点无一泄漏存在。现场周边装有4台固定式可燃气报警仪，现场专职安全监护人员携带1台便携式可燃气报警仪，随时对作业现场大气进行不间断监测。
（7）工艺安排好罐区脱水、采样、放空工作，罐区采样、脱水、放空等作业都安排在每天施工结束后，每次脱水、采样、放空后须进行动火施工时，必须重新进行采样分析。
（8）罐区操作人员必须把检修现场作为巡检点，严格按照巡检要求，每次巡检时必须按时认真对施工现场及周围管线设备进行检查，并做好记录，切实加强对周边球罐运行状况的控制。
（9）施工单位每天必须派人到6#罐区岗位操作室参加班组交接班，每天作业前与当班联系，并到岗位登记，及时通报施工内容和了解施工现场周围环境，确保罐区内无脱水、采样作业和异常现象。
此外，为保证整个8台球罐更新施工的顺利完成，还采取了一系列HSE管理措施，包括切实加强对施工人员、监护人员的安全教育、安全考试和持证上岗，将施工方案和安全措施贯彻到每一位相关人员，施工现场定置管理及现场告示牌要求，建立全时程安全检查制度和每日施工违章违纪曝光栏，对每天发现的问题及新情况及时处理以及制定应急预案和演练要求等。正是通过针对存在的危险因素和施工的实际情况，并逐一制定出非常详细的风险防范和消减措施，同时经过施工单位、监理单位、贮运部各专业组及机动部、安环部等职能部室人员的不断完善和层层审查审批，使得相关人员对施工存在的危险因素和制定的针对性措施都有了一个全面而深刻的认识。3.落实风险防范和消减措施
当施工HSE总体方案、施工组织设计及风险防范和消减措施报有关领导审批通过后，对施工人员、岗位操作工及现场监护人员就相关风险因素，风险防范和消减措施及应急预案的要求，切实落实好每一项工作。包括进行安全技术交底；进行有针对性的培训；施工单位在施工现场设置专职安全技术人员；施工现场HSE告示牌及施工项目信息牌标准、醒目；现场张挂各种警示牌；施工单位按照规定为施工现场作业人员提供符合安全、卫生标准的安全防护用具，用品；施工过程中机具摆放整齐，位置画线，电线及其他使用的线规范、整齐排列；物料堆放整齐、标识明确；施工机具在每次工作前应进行检验确认施工机具的完好，要求机具进入施工现场前贴检验合格标识；施工人员每次作业前要填写“施工危害自我评估表”；监护人员每2个小时填写1次“施工过程监督检查表”；每次间歇重新作业前均需对作业点安全措施进行检查确认；车辆必须严格按规定线路行驶；司机必须随身携带车辆入装置证，进入前必须到6#罐区岗位登记，并获得当班签字许可后，方可进入等等。
在加强对施工现场和预制现场的施工机具、材料等的定置管理方面，从施工开始前，就严格要求，并不断持续改进，现场施工机具、材料等摆放不合要求不能开始施工。进入到施工现场，各种警示清楚明了；漏电保护配电箱、配线标准、规范、漏电保护器齐全，各脚手架都是钢管扣件式的，搭接间距合格，同时抓好每天作业完的清场工作，从而为施工提供了安全舒适的环境。
分公司领导、各职能部室及作业部领导高度重视施工现场安全，作业部切实落实好施工现场的安全管理，严把施工人员安全教育关，严把安全责任关、严把安全管理关，建立严格的现场管理、检查和考核制度，把对外来施工人员的管理作为一项重要的安全工作来抓，加强现场检查，及时纠正和制止不符合安全操作规程的行为。坚持施工现场的三级安全检查制度：（1）只要现场有施工作业，就有专职监护人员在现场监护，并记录施工和违章情况；（2）当班岗位人员现场巡检时应把施工点作为巡检内容之一，发现问题及时制止并报告。施工所在区域施工点设立巡检牌，作为外操作工和班长新增的巡检点，24小时巡检，并记录施工动态情况；（3）三大员每天巡检2次以上，区域主管及部里领导不定期检查，发现安全隐患和违章及时进行处理和严格考核。
随着施工的全面展开，广州石化落实好风险防范和消减措施，强化作业过程中的风险管理，逐一消除风险。从已完成更新投用的G605#、G606#及正在更新的G601#～G604#施工来看，认真开展HSE风险管理、取得较好的成绩，成为广州石化样板HSE施工现场达到无伤害、无事故、无污染的风险管理目标，施工过程中不安全行为明显减少，实现了“安全文明”施工，保障了罐区正常生产。
风险管理真正体现了“预防为主”的安全生产方针和HSE管理思想，广州石化正是通过开展风险管理，在施工前作了充分的准备工作，对可能的危险进行认真评估，采取了针对性很强的防范和消减措施，施工方案比较科学合理，安全施工制度严密，日常安全检查监督到位，施工过程中较好地保障了直接作业环节安全和罐区安全生产。
通过开展风险管理，总结出以下几点体会：
1.危害识别、风险评价是一个不间断的过程，要定期对所划分的评价单元进行危害识别与风险评估，不断补充完善识别和评价的内容，建立一套适合自身特点的评价机制。
2.要加强对相关评价人员风险评价知识的培训和学习，评价人员必须对评价方法非常熟悉，评价结果才真实、可靠。在评价过程中，要坚持实事求是，更要充分注重人的因素，努力把评价结果的准确性提高。要搞好风险管理必须一步一个脚印地做好培训、识别、评价、控制、应急、检查等各项工作。
3.要切实加强对监护人员、施工人员的安全教育和施工过程监控，将施工点作为一个重要的巡检点，有力地确保了施工安全。
4.除了施工组织者的精心组织外，更重要的是罐区现场安全管理人员高度的责任心和严格、科学的防范措施，只有正确地运用安全技术和措施，才能确保罐区动火施工的安全。
5.施工队伍切实和强自身的安全管理，对施工检修的全方位、我层次管理显得更为重要。从严、从重处罚施工过程中的一切违章行为，切实从根本上提高施工队伍的安全意识，使安全施工变为每个施工队伍的自身内在要求，这也是开展HSE管理工作，全面提高安全管理水平的基本要求。
6.对作业危害识别及风险评估，仍有遗漏，如防火墙及脚手架在施工期间，由于台风，发生倾斜，且应急预案中没有制定防台风预案。在施工进度和施工工序安排上，仍有不足，导致交叉作业较多，给施工安全带来威胁。当情况发生变化时，HSE管理没有及时进行跟进管理。在今后在作中，要不断进行认真总结，认真查找制度、措施、培训、检查等方面存在的问题，及时反馈，以此作为依据，重新修改风险管理，作为下一轮的依据，持续改进，不断充实和完善。
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